raport sesiune lucru - energie electrica - final
TRANSCRIPT
-
8/16/2019 Raport Sesiune Lucru - Energie Electrica - Final
1/41
STRATEGIA ENERGETICĂ A ROMÂNIEI
2016-2030, CU PERSPECTIVA ANULUI 2050
Raport
al sesiunii de lucru
Energie electrică
Universitatea POLITEHNICA din București (UPB)
9-10 martie 2016
-
8/16/2019 Raport Sesiune Lucru - Energie Electrica - Final
2/41
Cuprins
Cuprins.................................................................................................................................2
Precizări metodologice.......................................................................................................3
Elemente de context............................................................................................................5
Rolul statului în sectorul energiei electrice......................................................................7
Statul ca reglementator și statul ca proprietar de active.............................................
Rolul de reglementare al statului în sectorul energiei electrice.................................
Politici fiscale și scheme de sprijin pentru producția de electricitate.......................
Proprietatea rețelelor de transport și distribuție..........................................................
Proprietatea capacităților de producție.......................................................................
Consumul și mixul de energie electrică.........................................................................10
Elemente de diagnoză – stadiul actual........................................................................
Aspecte legate de capacitățile instalate și disponibile în SEN.................................
Tendințe ale structurii consumului de energie electrică...........................................
Energia nucleară în România........................................................................................
Tendințe ale mixului de generare – combustibili fosili.............................................
Tendințe ale mixului de generare – surse de energie regenerabile.........................
Transportul și piața energiei electrice.............................................................................21
Stadiul actual și planul de dezvoltare al rețelei electrice de transport...................
Codul tehnic de rețea și codul comercial de echilibrare...........................................
Capacități și mecanisme de echilibrare a pieței de energie electrică......................
Tehnologii de stocare a energiei electrice....................................................................
Necesitatea unei piețe de capacități pentru asigurarea adecvanței.........................
Integrarea pieței de energie electrică cu piața gazelor naturale..............................
Riscul de infrastructură critică la nivelul RET............................................................
Piața de energie electrică în context internațional........................................................26
Interconectarea SEN cu sistemele electroenergetice ale statelor vecine.................
Pagina2 din41
-
8/16/2019 Raport Sesiune Lucru - Energie Electrica - Final
3/41
Cuplarea piețelor de energie electrică din regiune....................................................
Competitivitatea energiei electrice produse în România la nivel regional............
Competititvitatea serviciilor de sistem........................................................................
Balanța import-export de energie electrică.................................................................
Distribuția și furnizarea energiei electrice.....................................................................31
Stadiul actual și planuri de dezvoltare a rețelelor electrice de distribuție.............
Evoluția producției descentralizate de energie electrică..........................................
Impactul electrificării transporturilor asupra RED....................................................
Impactul încălzirii și al răcirii electrice asupra RED..................................................
Despre monopolul natural al rețelelor de distribuție................................................
Infrastructura critică la nivelul RED............................................................................
Furnizarea energiei electrice.........................................................................................
Pașii următori...................................................................Error! Bookmark not defined.
Precizări metodologiceAcest raport a fost întocmit pe baza contribuțiilor participanților la sesiunea de
lucru „Energie electrică”, organizată la Universitatea POLITEHNICA din
București (UPB) în zilele de 9 și 10 martie 2016. Autorii raportului sunt
coordonatorii grupului de lucruEnergie electrică (Corina Popescu, Secretar de Stat,
Ministerul Energiei; Diana Moldovan, șef cabinet Secretar de Stat, Ministerul
Energiei; Ion Triștiu, consilier personal Secretar de Stat, Ministerul Energiei; Elena
Popescu, director general, Direcția Politici Energetice, Ministerul Energiei) șiechipa de coordonare a elaborării noii Strategii Energetice a României, din cadrul
Ministerului Energiei (Radu Dudău, Dragoș Tâlvescu și Alexandra Danu).
Raportul nu reprezintă, în acest stadiu, angajamentul strategic al Ministerului
Energiei.
Raportul structurează informațiile obținute în urma procesului consultativ din
cadrul etapei de analiză calitativă a sectorului energetic românesc. A fost prima
sesiune de lucru dintre cele cinci ale acestei etape și cea mai complexă prin
tematică și conținut. Tematica a inclus aspecte legate de producerea, transportul,
Pagina3 din41
5
10
15
-
8/16/2019 Raport Sesiune Lucru - Energie Electrica - Final
4/41
distribuția, comercializarea și consumul energiei electrice. Raportul prezintă
tendințele de dezvoltare în domeniul energiei electrice și restricțiile de ordin
politic și economic, care trebuie considerate în procesul de elaborare a Strategiei.
La sesiunea de lucru au participat aproximativ 80 de experți din GuvernulRomâniei, industria energetică, autoritatea de reglementare, mediul academic,
companii de consultanță, asociații profesionale ale investitorilor și ale
consumatorilor, precum și din organizații neguvernamentale. Invitarea experților a
fost făcută pe baza reputației profesionale și a avut în vedere reprezentarea
diferitelor categorii de părți interesate.
Prima parte a discuțiilor a avut loc în plen și a fost moderată de Corina Popescu,
având ca raportori pe Ion Triștiu și Radu Porumb de la Facultatea de Energetică aUPB. Pentru discuțiile de detaliu din a doua parte a zilei de 9 martie și prima parte
a zilei de 10 martie, au fost organizate, în paralel, două ateliere de lucru:
• Atelier de lucru 1: Activități reglementate de tip monopol natural:
transportul și distribuția energiei electrice.
Moderatori: Carmen Neagu și Elena Stancu
Raportori: Ion Triștiu și Alisa Manoloiu
• Atelier de lucru 2: Producerea și comercializarea energiei electrice. Piețe de
energie.
Moderatori: George Darie și Ion Lungu
Raportori: Anca Dobrică și Adriana Mircea
În finalul sesiunii de lucru, experții s-au reunit în plen pentru a analiza concluziile
desprinse în urma discuțiilor din cele două ateliere de lucru. Moderator a fost
Valeriu Binig, iar raportor Diana Toncea.
Raportul este structurat în următoarele secțiuni:
• Elemente de context;• Rolul statului în sectorul energiei electrice;• Consumul și mixul de energie electrică;• Transportul energiei electrice;• Piața de energie electrică în context internațional;• Distribuția și furnizarea energiei electrice.
Acest raport se bazează pe următoarele informații:
Pagina4 din41
20
25
30
35
40
45
5
-
8/16/2019 Raport Sesiune Lucru - Energie Electrica - Final
5/41
-
8/16/2019 Raport Sesiune Lucru - Energie Electrica - Final
6/41
consumatorului final, cu respectarea indicatorilor de calitate, la un cost cât mai
redus și într-un mod sustenabil (cu minimizarea impactului negativ asupra
mediului și atenuarea schimbărilor climatice).
În vederea atingerii acestui deziderat, evoluția sectorului energiei electrice depindede o multitudine de factori cu o deosebită complexitate și necesită soluții flexibile
și eficiente la nivel local, regional, național, inter-regional și european. Trebuie
avut în vedere faptul că investițiile în domeniul energetic se recuperează în termen
lung (10-20 ani), iar deciziile trebuie bazate pe analize cost-beneficiu foarte bine
fundamentate. Investitorii au nevoie de un cadru de reglementare, politici fiscale
și, eventual, scheme de sprijin armonizate, stabile și predictibile.
Transformarea sectorului energiei electrice la nivel global are loc în ritm accelerat,prin gradul tot mai mare de penetrare a tehnologiilor de generare bazate pe surse
regenerabile (centrale hidroelectrice de mică și mare capacitate, centrale electrice
eoliene onshore și offshore, centrale electrice fotovoltaice clasice și pe bază de
concentratoare, centrale electrice cu biomasă etc.) și implicațiile revoluției digitale
(rețele inteligente cu mecanisme de supraveghere și coordonare digitale, în timp
real, și comunicare în dublu sens).
Pe de o parte, ponderea tot mai mare a capacităților instalate, în centrale electrice
eoliene și fotovoltaice, cu generare intermitentă și profil stocastic, ridică problema
adecvanței sistemelor electroenergetice și a schimbării profunde a paradigmei
modului de funcționare a piețelor de energie electrică. Pe de altă parte, pe termen
lung și foarte lung, creșterea producției descentralizate de energie electrică ar
putea conduce la un grad sporit de reziliență pentru consumatorii finali, atins prin
reorganizarea întregului sistem de transport și distribuție, pentru a asigura fluxul
în dublu sens al energiei electrice, în condițiile apariției consumatorilor activi
( prosumatori) și a răspândirii capacităților de stocare (inclusiv a celor distribuite).
Concomitent, România participă la un proces amplu de integrare a piețelor de
energie la nivelul UE, cu implicații majore asupra codurilor de rețea și a
concurenței tot mai deschise dintre actorii naționali ai statelor membre, la nivel
regional și european. Apare astfel problema competitivității energiei electrice
generate în România în context regional, cu impact asupra fluxurilor
transfrontaliere și a profitabilității deținătorilor de capacități de generare. Experții
au adus în discuție și competitivitatea serviciilor de sistem la nivel regional.
Pagina6 din41
85
90
95
100
105
110
10
-
8/16/2019 Raport Sesiune Lucru - Energie Electrica - Final
7/41
Pornind de la acest context, discuțiile din cadrul sesiunii de lucru au subliniat
necesitatea realizării unor studii aprofundate de perspectivă, luând în considerare
și faptul că strategia energetică pentru perioada 2016-2030 va fundamenta
mandatul de negociere al României cu Comisia Europeană, cu privire la țintele
naționale pentru sectorul energetic în anul 2030. La nivelul UE, cele mai
importante ținte asumate pentru anul 2030 sunt:
• reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră (GES) cu 40% față de nivelul
anului 1990;• creșterea ponderii surselor regenerabile de energie la 27% din consumul
final de energie;• creșterea eficienței energetice cu 27%, fără a fi fost definitivată metodologia
optimă de calcul a îndeplinirii acestei ținte;• realizarea unui grad de interconectare a fiecărui stat membru cu statele
vecine de 10% în anul 2020 și 15% în anul 2030, raportat la producția de
electricitate și la capacitatea de generare a energiei electrice disponibile.
Rolul statului în sectorul energiei electrice
Deși acest aspect a fost tratat sistematic în sesiunea de lucru „Guvernanțasectorului energetic”, discuțiile din sesiunea de lucru „Energie electrică” au
condus la formularea unor linii directoare cu privire la rolul optim statului în
sectorul energiei electrice, în orizontul de timp al Strategiei.
Statul ca reglementator și statul ca proprietar de active
Statul are un rol esențial în sectorul energetic românesc, atât ca reglementator,
legiuitor și implementator de politici energetice, cât și ca deținător de active în
acest sector. Cu toate că au avut loc privatizări importante în sectorul energetic în
ultimii 15 ani, statul român deține, în continuare, active substanțiale în sectorul
electroenergetic – atât în segmentele de monopol natural (transportul și distribuția
energiei electrice), cât și în segmentele concurențiale (producție și furnizare). Prin
pachetele majoritare și minoritare pe care le deține în majoritatea companiilor mari
din sector, statul joacă un rol esențial în piața de energie electrică din România.
Pagina7 din41
115
120
125
130
135
140
145
-
8/16/2019 Raport Sesiune Lucru - Energie Electrica - Final
8/41
Un principiu esențial al bunelor practici internaționale de guvernanță corporativă
este separarea fără echivoc a rolului statului dereglementator și policy maker, pe
de o parte, de cel deacționar în companii, pe de altă parte. Succesul unora dintre
privatizările din sectorul energetic românesc se datorează în mare măsură
instituirii unui cadru de reglementare specific, precum și impunerii sau încurajării
de către acționarii privați a unor principii și practici corecte de guvernanță
corporativă.
Rolul de reglementare al statului în sectorul energiei electrice
Prin elaborarea de strategii, promovarea de politici publice și activități de
reglementare, statul deține pârghii puternice pentru a direcționa investițiileprivate către resursele energetice din mixul de electricitate, ce contribuie la
îndeplinirea obiectivelor strategice și a obligațiilor asumate (legislație, acorduri
internaționale).
Ca reglementator, statul are, de exemplu, rolul central în promovarea schemelor de
sprijin – schema de sprijin pentru energiile regenerabile, cea pentru cogenerare etc.
– dar și în monitorizarea implementării investițiilor realizate prin intermediul
acestora. În îndeplinirea rolului de policy maker, statul trebuie să nu favorizeze înniciun fel companiile în care este acționar, fie și minoritar. În funcție de mijloacele
disponibile, statul poate însă participa la investiții strategice.
Politici fiscale și scheme de sprijin pentru producția de electricitate
Elaborarea și implementarea schemelor de sprijin pentru energii regenerabile
necesită realism economic, inclusiv cu privire la evoluția tehnologiilor, luând în
considerare competitivitatea internațională a consumatorilor industriali și
accesibilitatea prețurilor pentru consumatorii casnici. Țintele și obiectivele
asumate de România trebuie îndeplinite fără a supracompensa producătorii, însă
lipsa de stabilitate a schemelor de sprijin sau un nivel prea scăzut al acesuia poate
periclita menținerea unui ritm adecvat al investițiilor.
Se estimează că, în deceniile următoare, sursele regenerabile de energie ar putea
deveni auto-sustenabile din punct de vedere economic. Dacă piața europeană a
certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră (GES) va funcționa corespunzător
Pagina8 din41
150
155
160
165
170
175
-
8/16/2019 Raport Sesiune Lucru - Energie Electrica - Final
9/41
-
8/16/2019 Raport Sesiune Lucru - Energie Electrica - Final
10/41
cadrul de reglementare românesc nu trebuie să introducă restricții inutile, sau
excesive față de celelalte state din regiune și din UE.
Proprietatea rețelelor de transport și distribuție
Există rațiuni economice, sociale (de serviciu public), structurale și/sau de
siguranță națională pentru deținerea de către stat de participații în sectorul
electroenergetic. Astfel, este oportun ca statul să mențină pe întreg orizontul de
timp al strategiei (cel puțin până în anul 2030) pachete majoritare de active în
operatorul sistemului de transport (CNTEE Transelectrica SA), în operatorul
sistemului de distribuție SC Electrica SA (în cel puțin una din cele trei regiuni
deservite, pentru a păstra un nivel ridicat de expertiză în procesul de modernizarea rețelelor în următoarele decenii). În rest, concesionarea rețelelor de distribuție
către operatori privați reglementați de către ANRE funcționează în mare măsură
conform așteptărilor, nefiind necesară participarea statului ca acționar.
Proprietatea capacităților de producție
Pe fondul unor condiții de piață favorabile, statul poate să valorifice pachete de
acțiuni în companiile cu activitate de producție a energiei electrice, prin
intermediul pieței de capital. Pe termen mediu, este însă justificată menținerea
unor participații de 51% ale statului în active strategice de producție a energiei
electrice, precum lanțul de proces al subsectorului nuclear din România sau
hidrocentralele situate pe Dunăre.
Eventualele procese de privatizare trebuie să țină cont de nevoile companiilor și să
nu fie făcute exclusiv pentru încasări bugetare de termen scurt. Instrumentul
adecvat pentru privatizare este listarea de pachete de acțiuni pe piața românească
de capital. Listările duale sunt oportune atunci când valoarea potențială a ofertei
este suficient de mare pentru a atrage interesul marilor fonduri de investiții.
Proiecte noi de amploare în segmentul de generare pot fi realizate prin
parteneriate public-private. Totodată, statul român va susține investițiile integral
private în segmentele de producție, transport și distribuție printr-un cadru
legislativ stimulativ echitabil, stabil, predictibil ce contribuie la realizarea
obiectivelor strategice.
Pagina10 din41
205
210
215
220
225
230
235
-
8/16/2019 Raport Sesiune Lucru - Energie Electrica - Final
11/41
Consumul și mixul de energie electrică
Elemente de diagnoză – stadiul actual
Consumul de energie electrică în România a înregistrat modificări substanțiale
după anul 1990. Astfel, consumul a scăzut de la 60 TWh în anul 1990 la 40 TWh în
anul 1999, în principal pe fondul contractării sectorului industrial, după care a
crescut până la 49 TWh în anul 2008. Sub impactul crizei economice din anii
2008/2009, consumul de energie electrică a scăzut la 45 TWh în anul 2009. Ulterior,
în urma transformărilor și investițiilor în eficiență energetică în sectorul industrial
și a creșterii consumului casnic, consumul de energie electrică în anul 2014 arevenit la nivelul anului 2008, de 49 TWh.
Producția de energie electrică a României în anul 2015, conform datelor
Institutului Național de Statistică (INS), a fost de aproximativ 65,6 TWh, iar
consumul final de 52,6 TWh. Diferența de 13 TWh a fost împărțită în mod egal
între consumul tehnologic, pe de o parte, și exportul net, pe de altă parte.
Consumul în economie (sectoarele construcțiilor, industrial și al serviciilor) a avut
o pondere de 75% din consumul final, restul fiind în principal consum rezidențial
(aproximativ 12 TWh).
Figura 1 – Producția de energie electrică, exprimată în GWh (total: 65,6 TWh) și
coeficientul de utilizare a puterii instalate, în anul 2015.
Surse: Institutul Național de Statistică (comunicat de presă nr. 37 din data de 11 februarie 2016),
CNTEE Transelectrica SA (capacități instalate la data de 1 ianuarie 2016; electricitate generată pe
tipuri de capacitate instalată în 2015), Agenția Națională de Reglementare în domeniul Energiei(Raport de monitorizare al pieței de energie electrică pentru luna decembrie 2015).
Pagina11 din41
240
245
250
255
260
25
-
8/16/2019 Raport Sesiune Lucru - Energie Electrica - Final
12/41
Mixul energiei electrice în România este diversificat: după cum aratăFigura 1, în
2015 structura producției de energie electrică a fost următoarea: 28% cărbune (în
principal lignit), 25% hidroenergie, 18% nuclear, 14% gaz natural, 11% eolian, 3%
fotovoltaic și 1% biomasă. Aproximativ 40% din mixul de electricitate este compus
din energie regenerabilă, 58% este fără emisii de gaze cu efect de seră (GES) și 72%
are emisii scăzute de CO2. În mixul de producție a energiei electrice, intensitatea
emisiilor pe unitatea de energie electrică produsă este asemănătoare nivelului
mediu european. Pe scurt, România stă relativ bine la acest capitol comparativ cu
majoritatea statelor membre UE.
Aspecte legate de capacitățile instalate și disponibile în SEN
ÎnFigura 1, se remarcă o valoare redusă a coeficientului de utilizare a puterii
instalate pentru capacitățile pe bază de cărbune și hidrocarburi (aproape în
totalitate gaz natural), asemănător valorilor pentru capacitățile regenerabile.
Ponderea tot mai mare a producției de energie electrică din surse regenerabile
reduce numărul de ore de operare al capacităților pe bază de cărbune și gaz
natural.
Motivul principal al coeficientului redus de utilizare a puterii instalate pentru
aceste capacități îl reprezintă numărul foarte scăzut de ore de operare pentru o
parte a capacităților vechi și ineficiente, doar unele grupuri pe cărbune
funcționând de fapt în bază. Grupurile vechi sunt oprite frecvent pentru reparații
și mentenanță, iar altele se află în conservare sau în procese ample de
retehnologizare/modernizare. De asemenea, există grupuri care figurează ca fiind
disponibile în statistica CNTEE Transelectrica SA deși au, de fapt, o stare tehnică
prea precară pentru a funcționa.
Figura 2 – Puterea instalată și puterea disponibilă în SEN, la 1 aprilie 2016
Pagina12 din41
265
270
275
280
285
-
8/16/2019 Raport Sesiune Lucru - Energie Electrica - Final
13/41
Sursa: CNTEE Transelectrica SA, Cerințe privind transparența informațiilor referitoare la
producție (bază de date disponibilă online)
În Figura 2, se poate observa o diferență de aproape 3 400 MW între puterea brută
instalată și puterea brută disponibilă, dintre care aproximativ 3 000 MW sunt în
capacități pe bază de cărbune și gaz natural, încadrate într-una dintre categoriile
menționate mai sus (aproximativ 1 500 MW pe bază de cărbune și 1 500 MW pe
bază de gaz natural). Astfel, în timp ce cărbunele și gazul natural au alocată 49%
din puterea instalată brută (12 000 MW), ele reprezintă 43% din puterea
disponibilă brută (9 000 MW) și realizează doar 40% din producția anuală deenergie electrică. Acest lucru sugerează faptul că aproximativ 1 000 MW din
capacitatea disponibilă instalată pe bază de cărbune și 1 000 MW din cea pe bază
de gaz natural (adică în total încă 2 000 MW din cei 9 000 MW disponibili) ar putea
fi retrasă fără a afecta în mod semnificativ operarea SEN. Mici capacități noi,
eficiente, ar putea fi însă necesare în acest caz în anumite centrale pentru a le
înlocui pe cele retrase.
Unitățile de producere a energiei electrice bazate pe cărbune și gaz natural suntnecesare din perspectiva asigurării securității energetice. Actualul mix diversificat
a permis, până în prezent, depășirea condițiilor dificile. Problema constă în faptul
că mixul de energie electrică este alcătuit prin intermediul mai multor companii
care funcționează în regim mono-combustibil în condiții de piață concurențială.
Furnizorii de energie electrică sunt cei care fac agregarea și, evident, se îndreaptă
spre energia electrică cea mai ieftină. Acest lucru face ca energia electrică produsă
pe bază de gaz natural și cărbune să nu se regăsească printre preferințe. În aceste
condiții, există riscul ca producătorii de energie electrică ce utilizează cu
Pagina13 din41
290
295
300
305
310
30
-
8/16/2019 Raport Sesiune Lucru - Energie Electrica - Final
14/41
preponderență acești combustibili să nu cumuleze suficiente ore de funcționare
pentru a deveni rentabili.
O posibilă abordare a problemei legate de asigurarea competitivității,
sustenabilității și modernizării sectorului de generare poate consta în integrarea însocietăți mari a producătorilor bazați pe diferite surse de energie primară:
cărbune, gaz natural, hidroenergie, surse regenerabile de energie (SRE). În orice
caz, este necesar mai întâi ca producătorii în regim mono-combustibil să-și
dimensioneze în mod corect structura de cheltuieli operaționale și de personal,
pentru a putea funcționa eficient pe baza unui număr limitat de ore de acces în
ordinea de merit. Eficientizarea poate avea loc fie în interiorul unor companii
integrate, fie în afara lor, pe baza accesului în ordinea de merit.
Tendințe ale structurii consumului de energie electrică
Consumul de energie electrică depinde de o multitudine de factori, precum
structura economiei, puterea de cumpărare, calitatea infrastructurii și a serviciilor
disponibile din perspectiva consumatorului final (comparat cu utilizarea directă a
energiei pentru încălzire, în transporturi etc.). Factorul primordial este însă prețul
final al energiei electrice furnizate, raportat la venitul disponibil și la prețulformelor alternative de energie.
În modelarea cererii de energie electrică pentru segmentele principale de consum,
un factor important este reprezentat deintensitatea energetică, în special în
industrie. Creșterea eficienței energetice prin investiții în tehnologie și trecerea la
noi procese industriale este esențială pentru companiile cu intensitate energetică
ridicată, pentru a face față concurenței internaționale. În România, companiile din
sectoarele metalurgiei feroase, aluminiului și altele au investit sume considerabile în eficiența energetică, potențialul economic de eficientizare fiind în prezent în
mare măsură atins. Investiții suplimentare ar putea fi determinate, pe termen
mediu, fie de adoptarea unor noi procese și mai eficiente de către concurență, fie
de un preț mai ridicat al energiei electrice.
Pentru segmentele rezidențial și al serviciilor, intensitatea energetică evoluează în
tandem cu apariția și adoptarea de noi tehnologii – generații mai performante ale
aparatelor electrocasnice, tehnologii noi de iluminat. Creșterea eficienței energetice
pe aceste segmente nu determină însă în mod automat scăderea consumului,
Pagina14 din41
315
320
325
330
335
340
345
-
8/16/2019 Raport Sesiune Lucru - Energie Electrica - Final
15/41
întrucât venitul disponibil suplimentar este cheltuit pentru noi activități cu
consum de energie electrică – efectulrebound.
Se remarcă astfel, la nivel global și în mod incipient și în România, tendința de
creștere a ponderii energiei electrice în cererea totală de energie în sectorulserviciilor și în mediul rezidențial, prin utilizarea pe scară tot mai largă a aerului
condiționat și a încălzirii prin pardoseală (sau a aleilor din curte), gătitul cu plite și
cuptoare electrice, încălzirea pe bază de pompe de căldură, utilizarea vehiculelor
electrice etc. Sunt, în continuare, în dezvoltare serviciile, caracterizate de un
consum redus de energie, în special sub formă de energie electrică. De asemenea,
obiectivele strategice de dezvoltare economică ale României pot conduce la
creșterea consumului de energie electrică în agricultură (sisteme de irigații) și în
transporturi (mobilitatea electrică, creșterea ponderii transportului feroviar).
Pe de altă parte, în România este puțin probabil ca, în sectorul industrial să apară
noi consumatori mari, fiind posibilă, mai degrabă, apariția mai multor
consumatori mai mici. Nu este însă exclus ca dezvoltarea rețelei de autostrăzi să
faciliteze venirea unor agenți economici de mărime medie și chiar mare. Indiferent
de situație, România trebuie să se orienteze către acele ramuri ale industriei cu
valoare adăugată crescută.
Energia nucleară în România
Nu există, la nivel global, o altă tehnologie de producție în volume mari a energiei
electrice în bandă, independent de condițiile meteorologice și fără emisii de GES,
decât procesul de fisiune din reactoarele nucleare. Totuși, costurile și riscurile
asociate energiei nucleare sunt semnificative. Din aceste motive, o problemă
strategică crucială abordată în cadrul sesiunii de lucru privește viitorul industrieinucleare în România. Utilizarea în continuare, pe termen lung, a energiei nucleare
este considerată un obiectiv strategic de securitate națională, și se așteaptă ca
Strategia Energetică să afirme fără echivoc care este viziunea României privind
dezvoltarea nucleară.
Într-adevăr, problema nucleară este una dintre cele mai importante din Strategia
Energetică. Includerea în Strategie a unei perspective privind Unitățile 3 și 4 de la
CNE Cernavodă ar transmite un semnal clar pe piață privind mixul viitor de
energie electrică și spațiul disponibil pentru alte tehnologii.
Pagina15 din41
350
355
360
365
370
375
380
-
8/16/2019 Raport Sesiune Lucru - Energie Electrica - Final
16/41
-
8/16/2019 Raport Sesiune Lucru - Energie Electrica - Final
17/41
intermediară și definitivă a deșeurilor nucleare.
Pentru perioada în care Unitatea 1 va intra în procesul de modernizare (în
orizontul de timp al Strategiei), SEN va avea nevoie de surse alternative de putere
ce pot livra în bază. Astfel, producătorii pe bază de cărbune și gaz natural vor beneficia de un număr semnificativ mai mare de ore de operare. Pe de altă parte,
construcția a două noi unități la CNE Cernavodă, cu producție în bandă, va
impune un număr mai mic de ore de operare unităților bazate pe cărbune și gaz
natural, respectiv necesitatea unei flexibilități sporite pentru a adapta producția
acestora la curba de sarcină și producția intermitentă din surse regenerabile.
Pentru a asigura un nivel ridicat al adecvanței SEN, investiția în noi capacități
nucleare ar trebui sincronizată cu retragerea capacităților învechite pe bază de
cărbune și înlocuirea lor cu unități ce pot funcționa la vârful curbei de sarcină.
Tendințe ale mixului de generare – combustibili fosili
Producția de energie electrică în România va continua să se bazeze, cel puțin până
în anul 2030, atât pe combustibili fosili (cărbune și gaz natural), cât și pe resurse
regenerabile. Fără îndoială, îndeplinirea țintelor de decarbonizare impune
creșterea graduală a ponderii energiei din surse regenerabile, respectiv a gazuluinatural în detrimentul cărbunelui.
În afară de costul de achiziție a lignitului, huilei și gazului natural, producătorii de
energie electrică vor trebui să ia în considerare tot mai mult prețul în creștere al
certificatelor de emisii de GES din sistemul european de trazacționare, EU ETS
(Emission Trading Scheme). În cele din urmă, pentru ca UE să își atingă ținta pentru
anul 2030 de a reduce emisiile cu 40% față de anul 2005, prețul certificatelor va
crește suficient pentru a duce mai întâi la eficientizarea (prin reducerea costurilor)și ulterior la închiderea capacităților cu cea mai mare intensitate a emisiilor de GES
pe unitatea de energie electrică comercializată. În România, grupurile cu
randament scăzut pe bază de lignit sunt printre cele mai expuse acestui risc.
Timpul relativ lung de reacție al centralelor pe bază de cărbune, în ceea ce privește
rezervele de putere utilizate pentru asigurarea reglajului frecvenței, va constitui un
factor suplimentar de stres, fiind tot mai dificilă și mai ineficientă adaptarea în
timp util la intrările și ieșirile din SEN ale capacităților eoliene și fotovoltaice. Acest
lucru va conduce la situații precum generarea de energie electrică în pierdere (la
Pagina17 din41
415
420
425
430
435
440
445
-
8/16/2019 Raport Sesiune Lucru - Energie Electrica - Final
18/41
cost ridicat, deși prețul este redus atunci când piața este saturată), respectiv
funcționarea insuficientă pe profit (atunci când prețul este ridicat datorită unui
deficit de ofertă în piață, dar grupul nu funcționează la capacitate maximă).
Imposibilitatea de a fi în tact cu piața va pune în dificultate grupurile pe bază de
cărbune, indiferent de costul cu certificatele de emisii de GES.
În schimb, grupurile bazate pe gaz natural oferă multiple avantaje în mixul
energiei electrice: emisii reduse de CO2 și noxe (energie relativ curată), randamente
mari chiar și la sarcini reduse, flexibilitate și reglaj rapid, posibilitatea de a oferi
servicii de sistem, precum șiback-up pentru SRE și energia nucleară. Atractivitatea
relativă a generării pe bază de gaz natural va crește concomitent cu creșterea
prețului certificatelor de emisii de GES. În prezent însă, capacitățile pe bază de gaz
natural nu cumulează suficiente ore de operare pentru a fi profitabile, pe fondul
funcționării în bandă a grupurilor pe bază de cărbune, chiar atunci când sunt în
pierdere. Aceste probleme nu sunt specifice pentru România, ele fiind întâlnite la
numeroase companii de utilități din lume, confruntate cu o piață cu pondere
semnificativă a capacităților eoliene și fotovoltaice.
Statul român, în calitate de proprietar majoritar a numeroase grupuri pe bază de
cărbune și de gaz natural, trebuie să încerce să eficientizeze cât de mult posibil
activitatea fiecărui grup, în încercarea de a le prelungi durata de funcționare
profitabilă. Dar pe măsură ce capacitățile existente înregistrează pierderi
ireversibile, ele vor trebui retrase treptat din piață.
Astfel, în următorii 15 ani devin necesare în România investiții în capacități noi de
generare. Acestea trebuie să fie eficiente, flexibile și adaptate regulilor de
funcționare a pieței integrate la nivel regional. Din punct de vedere al statului ca
reglementator, principiul ce trebuie să stea la baza politicilor fiscale și de
reglementare este cel alneutralității tehnologice. În particular, statul nu trebuie săfavorizeze grupurile pe bază de cărbune în defavoarea celor pe gaz natural sau
invers. Deciziile de investiții, fie că sunt luate de o companie cu capital majoritar de
stat, de un investitor privat sau în parteneriat public-privat, trebuie ancorate în
analize cost-beneficiu bine fundamentate, cu scenarii variate pe termen mediu și
lung pentru o multitudine de factori. În acest fel, statul român își poate stabili o
strategie flexibilă, care să permită corecții pe parcurs, în funcție de evoluțiile din
plan real.
Pagina18 din41
450
455
460
465
470
475
480
40
-
8/16/2019 Raport Sesiune Lucru - Energie Electrica - Final
19/41
-
8/16/2019 Raport Sesiune Lucru - Energie Electrica - Final
20/41
Jiul superior – sau în faza de proiect – centrala hidroelectrică cu acumulare și
pompaj (CHEAP) de la Tarnița-Lăpustești. Există, de asemenea potențial și
proiecte pentru CHE cu capacitate instalată mică și foarte mică. Pentru acestea
sunt însă necesare analize riguroase de impact de mediu și o dezbatere publică
bine informată cu privire la oportunitatea amenajării suplimentare a cursurilor de
apă.
Pentru capacitățile existente, este necesară desfășurarea riguroasă a programelor
de mentenanță. Pentru capacitățile vechi, sunt necesare investiții pentru creșterea
eficienței. În fine, pe fondul creșterii cererii pentru servicii de sistem, ar putea fi
oportună investiția în capacități de pompaj, acolo unde există potențial neexploatat
în acest sens, în baza unor analize cost-beneficiu bine fundamentate.
Energia electrică produsă în CHE este supusă, în prezent, unei taxe volumetrice pe
apa uzinată, necorelată cu potențialul hidroenergetic al fiecărei căderi prin
uzinare. Nivelul taxei este unul dintre cele mai mari pe unitatea de volum la nivel
european, cu impact semnificativ asupra competitivității energiei hidroeletrice
produse în România.
Tehnologiile ce utilizează surse regenerabile de energie (SRE) dezvoltate în
România în ultimii cinci ani (eolian, fotovoltaic), deși au cost marginal nul al sursei
de energie, necesită lucrări de mentenanță relativ ridicate și au o durată de viață
relativ scurtă (10-20 ani). Din acest motiv, începând cel târziu în anul 2020, pentru
menținerea României pe traiectoria unei cote a SRE de 27% din consumul total de
energie la nivelul anului 2030, va trebui inițiat un proces investițional de înlocuire
a capacităților existente pe bază de SRE cu capacități noi. Pentru aceasta,
investitorii au nevoie de claritate cu privire la mecanismul de susținere a diferitelor
tehnologii bazate pe SRE.
Puterea instalată în centrale electrice eoliene (CEE) în România este de aproximativ
3 000 MW, considerată un plafon pentru funcționarea în siguranță a SEN, așa cum
este el configurat în prezent. Volatilitatea foarte mare a producției de energie în
CEE solicită întregul SEN, necesitând o redimensionare a pieței de echilibrare,
respectiv creșterea reglajului de putere rapid prin investiții în centrale de vârf. Cu
toate că prognozele meteorologice pe termen scurt privind viteza și direcția
vântului devin tot mai precise și permit dispecerizarea în condiții de siguranță a
SEN, gradul de incertitudine al producției de energie electrică în CEE rămânerelativ ridicat.
Pagina20 din41
515
520
525
530
535
540
545
-
8/16/2019 Raport Sesiune Lucru - Energie Electrica - Final
21/41
Puterea instalată în centralele electrice fotovoltaice (CEF) în România era, la
începutul anului 2016, de aproximativ 1 300 MW. Piața de echilibrare este mai
puțin solicitată de fluctuațiile de putere ale CEF decât de fluctuațiile de putere ale
CEE, astfel încât reglajul terțiar lent poate juca un rol mai mare. În general, CEF
produc mai multă energie electrică vara, iar CEE pe timpul iernii. Există o corelație
și între gradul de nebulozitate și radiația solară, astfel încât capacitățile din CEE și
CEF sunt, într-o anumită măsură, complementare. Aspectele legate de stabilitatea
SEN, de piața de echilibrare și de adecvanță sunt abordate în secțiunea
„Transportul și piața energiei electrice”.
În categoria SRE sunt incluse și sursele care nu sunt afectate de variațiile de
moment ale condițiilor meteorologice: biomasă, biogaz, energie geotermală. Spre
deosebire de CEE și CEF, biomasa și deșeurile neorganice sunt caracterizate de
predictibilitate, ceea ce le poate conferi o poziție importantă în cadrul mixului de
energie electrică.
Evoluția capacităților CEE și CEF din România va depinde în special de
predictibilitatea schemei de sprijin, atât pentru unitățile în funcțiune – afectate de
modificări pe parcurs ale schemei de sprijin, cu efecte retroactive – cât și pentru
proiecte noi. Investitorii au nevoie de un cadru de reglementare echitabil, stabil și
predictibil, astfel încât lucrările de mentenanță și de înlocuire a capacităților ajunse
la sfârșitul duratei de viață să aibă loc conform unui calendar optim de
maximizare a randamentului economic al investițiilor. Doar astfel se poate realiza
minimizarea costului energiei electrice pe termen mediu și lung la consumatorul
final.
Transportul și piața energiei electriceStadiul actual și planul de dezvoltare al rețelei electrice de transport
CNTEE Transelectrica S.A. este Operatorul de Transport și de Sistem (OTS) din
România, cu capital majoritar de stat (58,7%) și funcționare în regim de monopol
natural. În calitate de operator al rețelei electrice de transport (RET), CNTEE
Transelectrica SA joacă rolul de intermediar între capacitățile de producție a
energiei electrice și rețelele de distribuție sau consumatorii finali mari, asigurând
pentru cei din urmă accesul la energia electrică la un cost cât mai redus.
Pagina21 din41
550
555
560
565
570
575
45
-
8/16/2019 Raport Sesiune Lucru - Energie Electrica - Final
22/41
În îndeplinirea acestui rol, CNTEE Transelectrica SA se bazează pe Dispecerul
Energetic Național (DEN), având funcția de coordonare a fluxurilor de putere
intrate și ieșite în și din SEN prin controlul unităților de producție dispecerizabile.
Deși dispecerizarea poate crea neajunsuri producătorilor, ea face posibilă
echilibrarea în situații extreme. Din puterea totală brută conectată la RET (24 500
MW), doar 3 000 MW sunt nedispecerizabili. În situații de maximă necesitate,
DEN are opțiunea de a deconecta de la rețea mari consumatori dispecerizabili.
Planul de dezvoltare pe 10 ani al CNTEE Transelectrica SA, actualizat la fiecare 2
ani, este elaborat în concordanță cu strategia ENTSO-E la nivelul UE și prezintă
aspectele principale referitoare la situația actuală și dezvoltarea RET, pe baza
scenariilor privind evoluția consumului de energie electrică și a dezvoltării
parcurilor de producție la nivelul SEN. Ultima versiune a acestui plan acoperă
perioada 2016-2025. Planificarea dezvoltării RET urmărește funcționarea în
condiții de siguranță a SEN și transportul energiei electrice prognozate a fi
produsă, consumată, importată, exportată și tranzitată. Această planificare asigură
evoluția optimă a RET pentru a răspunde așteptărilor consumatorilor finali,
facilitând accesul solicitanților la rețelele electrice de interes public și buna
funcționare a pieței de energie electrică.
În dezvoltarea RET în perioada 2016-2025, CNTEE Transelectrica SA urmărește
evacuarea puterii din zonele în care se află sursele regenerabile de energie spre
zonele de consum, dezvoltarea regiunilor de pe teritoriul României în care RET
este deficitară (spre exemplu, nord-est), precum și creșterea capacității de
interconexiune transfrontaliere.
În scenariul de evoluție a puterilor instalate cel mai solicitant pentru menținerea
adecvanței SEN (scenariulverde), CNTEE Transelectrica SA estimează creșterea
capacităților instalate în centrale electrice eoliene (CEE) de la 3 000 MW, în prezent,la 4 500 MW în anul 2020 și la 5 000 MW în anul 2025. Capacitățile instalate în
centrale electrice fotovoltaice (CEF) cresc de la 1 300 MW, în prezent, la 2 200 MW
în anul 2020 și 2 500 MW în 2025 (vezi figura 3).
Pentru a putea depăși plafonul de 3 000 MW a puterii instalate în CEE, considerat
suportabil de configurația actuală a SEN, sunt necesare investiții în întărirea RET,
inclusiv prin dezvoltarea interconectărilor cu țările vecine. Pentru a face posibilă
dezvoltarea în continuare a capacităților regenerabile, sunt însă necesare investiții în centrale care să funcționeze la vârful curbei de sarcină. Trebuie menționat și că
Pagina22 din41
580
585
590
595
600
605
610
-
8/16/2019 Raport Sesiune Lucru - Energie Electrica - Final
23/41
scenariul prezentat rezolvă problema adecvanței doar prin investiții semnificative
în capacități de tip nuclear, pe bază de gaz natural și pe bază de cărbune, pe
măsură ce capacități vechi și ineficiente sunt retrase din sistem.
Figura 3 – Evoluția estimată a puterilor instalate nete în SEN (planul de dezvoltare RET)
Sursa: CNTEE Transelectrica SA, Cerințe privind transparența informațiilor referitoare la
producție (anul 2015); Planul de dezvoltare a RET perioada 2016-2025, pag. 105 (anii 2020 și
2025 – scenariul “verde”)
Codul tehnic de rețea și codul comercial de echilibrare
Codul tehnic al rețelei electrice de transport stabilește regulile și cerințele
minimale de ordin tehnic pentru participanții la piața de energie electrică, menite
să realizeze funcționarea sigură și economică a SEN. Este necesar ca cerințele
impuse prin Codul tehnic al RET să fie aceleași pentru toate grupurile generatoare,
indiferent de situația lor – grupuri noi sau retehnologizate. Singurele diferențe justificate pot apărea între grupurile generatoare sincrone și cele asincrone
(eolian), însă și aici reglementările trebuie să fie echitabile și să contribuie în mod
constructiv la îndeplinirea pe termen mediu și lung a obiectivelor strategice ale
României și a angajamentelor sale europene și internaționale.
În ceea ce privește Codul comercial de echilibrare, modificările din ultimii cinci ani
la nivelul mixului de energie electrică pun în discuție oportunitatea ajustării bazei
de decontare de la 60 la 30 (sau chiar la 15) minute. Această tranziție trebuie însăpregătită în detaliu, pentru a evita apariția de noi bariere ce distorsionează piața.
Pagina23 din41
615
620
625
630
635
50
-
8/16/2019 Raport Sesiune Lucru - Energie Electrica - Final
24/41
-
8/16/2019 Raport Sesiune Lucru - Energie Electrica - Final
25/41
Se remarcă o preferință în piață pentru flexibilitatea oferită de soluțiile de stocare
descentralizate – fie la nivel de gospodărie, fie la nivel industrial. Proiectul CHEAP
Tarnița-Lăpuștești este discutat mai jos, în secțiunea aferentă serviciilor de sistem
la nivel regional.
În ceea ce privește utilizarea surplusului instantaneu de energie electrică în
procesul de electroliză pentru a produce hidrogen, randamentul procesului și
monetizarea ulterioară a hidrogenului va determina atractivitatea acestei soluții.
Hidrogenul poate fi folosit în pile de combustie, inclusiv pentru propulsia
autovehiculelor. O alternativă poate fi transformarea în metan și injectarea în
rețeaua de gaz natural, caz în care o formă suplimentară de venit poate fi
comercializarea certificatului de origine pentru gaz natural din sursă regenerabilă.
Pe termen mediu și lung, tehnologiile de stocare vor influența probabil structura
SEN, precum și desfășurarea noilor tehnologii de generare distribuită bazate pe
SRE. Cererea de soluții de stocare la nivel global este de așteptat să conducă la
scăderea accelerată a costului acestor tehnologii, pentru a permite în continuare
dezvoltarea susținută a SRE. Un efect al acestei tendințe va fi dezvoltarea de
microrețele izolate. Sunt, în acest sens, exemple din Japonia – un proiect de stocare
în baterii cu putere instalată de 20 MW și capacitate de stocare de 120 MWh – și
din California – unde reglementatorul impune un nivel minim al capacității de
stocare.
Necesitatea unei piețe de capacități pentru asigurarea adecvanței
Sesiunea de lucru a adus în discuție oportunitatea creării uneipiețe de capacități,
pentru a asigura funcționarea la parametri normali a RET.
În prezent, piața de capacități pare a nu fi un deziderat european, fiind preferatesoluțiile de echilibrare existente și creșterea gradului de interconectare a piețelor la
nivel regional și european. Însă, piața de echilibrare, ca unică măsură, întâmpină
dificultăți în a menține în stare de disponibilitate pe termen lung un volum
suficient de capacități deback-up. Prin urmare, nu există certitudinea că nu va
deveni de actualitate o piață de capacități în România – ținând cont și de poziția sa
geografică marginală în UE.
Principiile ce trebuie să stea la baza creării unei eventuale piețe de capacitate înRomânia sunt cele ale eficienței, transparenței și neutralității tehnologice depline
Pagina25 din41
670
675
680
685
690
695
700
-
8/16/2019 Raport Sesiune Lucru - Energie Electrica - Final
26/41
(atât timp cât condițiile tehnice specifice în prezent pieței de echilibrare sunt
îndeplinite). Investitorii vor alege singuri soluțiile și tehnologiile optime, fără ca
statul să intervină din considerente politice, sociale sau de altă natură. Alocarea se
va face în mod transparent, pe bază de licitație. Pe termen lung, această abordare
va stimula suficiente investiții în capacități deback-up, cu flexibilitate ridicată și la
cost minim pentru consumatorul final.
Integrarea pieței de energie electrică cu piața gazelor naturale
Piața de energie electrică și piața gazului natural au evoluții similare la nivel
european, ceea ce face posibilă integrarea mai puternică a celor două piețe atât la
nivel angro, cât șien-detail. Pe piața cu amănuntul există interes din parteafurnizorilor pentru prestarea de servicii integrate, ceea ce va accentua concurența,
atât timp cât sunt evitate monopolurile zonale.
Pe piața angro este necesară corelarea celor două piețe, pentru a evita ca
dezechilibrele din piața gazului natural, care se transferă ulterior la cea de energie
electrică, să fie resimțite de consumatorul final. Pentru aceasta, este necesar ca cele
două piețe să atingă un grad de maturizare comparabil, realizabil prin
armonizarea legislației secundare.Totuși, apariția unei piețe de echilibrare pentru gazul natural ar putea crea costuri
suplimentare pentru consumator. Stocarea gazului natural în rețelele de transport
și distribuție, în măsura permisă de starea tehnică a acestora, ar putea asigura un
nivel suficient de flexibilitate în piață, alături de capacitățile de stocare existente.
Riscul de infrastructură critică la nivelul RET
Infrastructura critică trebuie să fie, în continuare, o zonă de maximă importanță și
de implicare a statului în sectorul energetic.
Se disting două niveluri de risc:riscul național (infrastructura critică națională) și
riscuri regionale care pot ajunge naționale. Riscurile majore de infrastructură
critică constituie o temă importantă a Strategiei Energetice. Prin directiva
Consiliului European dedicată infrastructurii critice europene [Directiva
Pagina26 din41
705
710
715
720
725
730
55
-
8/16/2019 Raport Sesiune Lucru - Energie Electrica - Final
27/41
2008/114/CE a Consiliului]2, se depun eforturi pentru a asigura „cea mai bună
pregătire și cea mai bună planificare posibile în vederea îmbunătățirii rezilienței la
întreruperile bruște ale aprovizionării cu energie și că statele membre cele mai
vulnerabile sunt sprijinite în mod colectiv”.
Pregătirea adecvată a resursei umane este esențială. Problema infrastructurii critice
trebuie tratată atât la nivelul rețelei electrice transport, cât și la nivelul rețelei
electrice distribuție.
Printre elementele care pot fi considerate critice pentru RET se numără: elemente
de apărare și restaurare a sistemului; grupuri generatoare cu capacitate de
funcționare limitată; întârzierea investițiilor în realizarea unor obiective
importante (cum ar fi desulfurări, ceea ce antrenează riscul de amendă din parteaComisiei Europene). O problemă o reprezintă echipamentele de măsurare
învechite, care afectează acuratețea informației primare obținute.
În contextul digitalizării tot mai pregnante a tuturor elementelor din SEN,
acceptarea noilor tehnologii trebuie făcută cu prudență, pentru a minimiza
riscurile de securitate cibernetică. Programele informatice utilizate în conducerea
proceselor (inclusiv în sistemele SCADA) trebuie testate și verificate foarte riguros
înainte de a fi utilizate prin proiecte pilot.
ENTSO-E a realizat o analiză cu privire la cum reacționează sistemele statelor
membre în caz de iarnă extremă, concluzia fiind că România nu ar avea probleme
majore, adecvanța fiind considerată acceptabilă.
Piața de energie electrică în context internațional
Interconectarea SEN cu sistemele electroenergetice ale statelor vecine
Procesul de integrare a piețelor naționale de energie electrică la nivel regional și de
creare a pieței interne a energiei în cadrul UE depinde de capacitatea rețelelor
electrice de transport de a asigura tranzitul de energie electrică la nivel european.
În vederea atingerii acestui obiectiv, Comisia Europeană sprijină statele membre în
2 Directiva 2008/114/CE a Consiliului din 8 decembrie 2008 privind identificarea
și desemnarea infrastructurilor critice europene și evaluarea necesității de
îmbunătățire a protecției acestora.
Pagina27 din41
735
740
745
750
755
60
-
8/16/2019 Raport Sesiune Lucru - Energie Electrica - Final
28/41
atragerea de investiții pentru a atinge un grad de interconectare cu statele vecine în
anul 2020 de 10% din producția de energie electrică și puterea disponibilă.
Realizarea cu celeritate a proiectelor necesită un cadru decizional mai rapid și mai
puțin birocratic, bazat pe cooperare interinstituțională eficientă.
În evaluarea gradului de îndeplinire a acestei ținte de către România, este relevant
faptul că, în România, diferențele dintre puterea instalată și cea disponibilă sunt
semnificative. De asemenea, trebuie luate în calcul și interconexiunile cu statele
vecine din afara UE (Serbia, Ucraina și Republica Moldova). Capacitatea reală de
interconexiune depinde și de starea RET din statele vecine.
Potrivit estimărilor ENTSO-E, România are o capacitate de import de 2 000 MW și
o capacitate de export de 1 900 MW. A fost finalizată interconexiunea România –Ungaria (Nădab – Beckesczaba) și urmează a fi finalizată și linia România – Serbia
(Reșița – Pancevo). Pentru creșterea suplimentară a capacității de interconexiune
cu RET din cadrul ENTSO-E, vor fi însă necesare investiții în RET din România.
După cum se arată în Analiza stadiului actual, publicată de Ministerul Energiei în
februarie 2016, CNTEE Transelectrica SA este implicată în două proiecte incluse pe
lista Proiectelor de Interes Comun (PCI) la nivel european, finalizată în anul 2015:
■ Clusterul Romania—Serbia/interconectare între Reșița și Pancevo (cunoscut subdenumirea Mid Continental East Corridor), care include urmatoarele proiecte:
o Linia de interconexiune Reșița (România) – Pancevo (Serbia);
o Linia internă Porțile de Fier – Reșița;
o Linia internă Reșița – Timișoara/Săcălaz;
o Linia internă Timișoara/Săcălaz – Arad;
■ Clusterul Romania – Bulgaria/creșterea capacității de interconectare (cunoscut
sub denumirea deBlack Sea Corridor), care include următoarele proiecte:
o Linia internă Cernavodă – Stâlpu;
o Linia internă Gutinaș – Smârdan.
Realizarea la timp a acestor Proiecte de Interes comun se confruntă însă cu
lentoarea circuitului administrativ-birocratic.
Este, de asemenea, necesară întărirea axului Banat și închiderea inelului intern de
transport prin segmentul nordic, Gădălin – Suceava.
Pagina28 din41
760
765
770
775
780
785
790
-
8/16/2019 Raport Sesiune Lucru - Energie Electrica - Final
29/41
Conform planurilor CNTEE Transelectrica SA, capacitatea de interconexiune poate
ajunge la 2 500 MW în anul 2025 și 3 300 – 3 500 MW în anul 2030. În context
regional, trebuie considerate, în perspectivă, și proiecte de interconectare est-vest
și nord-sud.
Cuplarea piețelor de energie electrică din regiune
Interconectarea sistemelor electroenergetice ale statelor membre nu este suficientă
pentru a asigura funcționalitatea pieței comune a energiei la nivel european.
Investițiilor de infrastructură trebuie să li se adauge fluidizarea fluxurilor de
energie electrică între piețele naționale de energie electrică. Mecanismul de cuplare
a piețelor are ca țintă creșterea eficienței acestora, cu impact pozitiv asupraprețului energiei electrice la consumatorul final.
Din luna noiembrie 2014,piața pentru ziua următoare (PZU) din România
funcționează în regim cuplat cu piețele din Republica Cehă, Slovacia și Ungaria
(cuplarea 4M MC), pe baza soluției decuplare prin preț a regiunilor (Price Coupling
of Regions). Cuplarea piețelor de energie electrică din regiune presupune crearea
pieței regionaleintrazilnice și a pieței regionale de echilibrare. La nivelul UE, în
prezent se află în discuție codul pieței de echilibrare. Un element important înelaborarea acestuia este stabilirea regiunilor de coordonare pentru echilibrare. Se
pune problema alegerii între o regiune unică la nivel european sau a 4-5 regiuni,
caz în care este foarte importantă regiunea în care va fi inclusă România.
Pe termen mediu, se are în vedere cuplarea piețelor la nivel european. În România,
există deja implementat un mecanism de corelare continuă, cu două ore înainte de
ora de furnizare, care funcționează eficient pentru unitățile dispecerizabile.
Procesul nu pune probleme deosebite pentru SEN. Este necesară însă armonizarealegislației cu privire la exportul de energie electrică, pentru ca beneficiile acestui
proces de integrare să fie distribuite echitabil.
Piața de tranzacționare OPCOM va trebui să ofere întreaga gamă de produse de
tranzacționare disponibilă pe celelalte piețe din regiune.
Pagina29 din41
795
800
805
810
815
820
65
-
8/16/2019 Raport Sesiune Lucru - Energie Electrica - Final
30/41
Competitivitatea energiei electrice produse în România la nivel regional
Competitivitatea energiei electrice produse în România la nivel regional este dată
de costul marginal al producției pentru echilibrarea pieței. Este vorba fie de
producția în centrale pe bază de cărbune, fie în cele pe bază de gaz natural (înfuncție de costul relativ a combustibililor, prețul emisiilor de GES etc.). Pe termen
mediu și lung, centralele pe bază de cărbune vor avea costul marginal cel mai
ridicat și vor determina gradul de competitivitate al energiei electrice produse în
România pe piața regională sau cea europeană.
La nivel macroeconomic, competitivitatea producției de energie electrică depinde
de o serie de factori: sistemul de taxare (inclusiv tariful la injectarea energiei
electrice în rețea, neîntâlnit în piețele vecine); costul ridicat al apei uzinate încentralele hidroelectrice; riscul legat de comerțul cu energie electrică, pe fondul
reglementărilor actuale; restricțiile existente la producătorii cu costuri marginale;
existența unor capacități vechi cu tehnologii învechite de producere a energiei
electrice; prețul scăzut al energiei electrice pe piață.
Competititvitatea serviciilor de sistem
După Turcia, România are cea mai mare piață a energiei electrice din regiune, fiinda 14-a ca mărime din cele 35 state membre ENTSO-E. Datorită modului de
dezvoltare a SEN, România ar putea deveni un hub și un centru de echilibrare
pentru piețele de energie electrică din regiune.
Se estimează că, la nivelul anului 2020, va exista obligația de a vinde servicii de
sistem la nivelul pieței de echilibrare regionale. Regionalizarea va avea efecte în
ceea ce privește managementul congestiilor, alocarea de capacități etc. În timp, ea
va conduce la scăderea capacității necesare deback-up, cu păstrarea capacității detransfer.
România trebuie să fie proactivă în abordare pentru a obține un rol cât mai
important la nivel regional. Pentru a atinge potențialul de hub, în România trebuie
să crească gradul de competitivitate a energiei electrice și a serviciilor de sistem
oferite în piața regională. Altminteri, rolul României în regiune se va diminua și ar
putea predomina importurile de energie electrică.
Pagina30 din41
825
830
835
840
845
850
-
8/16/2019 Raport Sesiune Lucru - Energie Electrica - Final
31/41
-
8/16/2019 Raport Sesiune Lucru - Energie Electrica - Final
32/41
cele ale competitorilor. Regionalizarea va juca un rol din ce în ce mai important,
contribuind la nivelarea și armonizarea politicilor fiscale.
În România nu sunt permise contractele bilaterale negociate direct. Singurul
argument plauzibil este necesitatea de a crea un grad suficient de lichiditate pepiața de tranzacționare pentru a avea un preț corect al energiei electrice. Se poate
invoca și calitatea slabă a guvernanței corporative a producătorilor de energie
electrică cu capital de stat în România, problemă care a cauzat inclusiv insolvența
SC Hidroelectrica SA. Totuși, pe termen mediu, orice actor din piață trebuie să aibă
aceeași posibilitate de a încheia contracte pe orice piață de energie electrică
disponibilă, respectiv să își gestioneze cu flexibilitate portofoliul de contracte, în
vederea maximizării profitului.
Distribuția și furnizarea energiei electrice
Stadiul actual și planuri de dezvoltare a rețelelor electrice de distribuție
La nivel european există 2 400 de companii de distribuție a energiei electrice.
România are delimitate în cadrul SEN opt zone distincte de distribuție (Muntenia
Sud, Muntenia Nord, Dobrogea, Moldova, Transilvania Nord, Transilvania Sud,Banat și Oltenia), structură apreciată ca oportună de către participanții la sesiunea
de lucru.
Rețelele electrice de distribuție (RED) sunt operate în regim de monopol natural.
Trei dintre acestea sunt deținute de SC Electrica SA, o companie cu capital
majoritar de stat. Celelalte cinci zone sunt deținute în concesiune de către trei
operatori privați. Contractele de concesiune au o durată de 49 de ani, ce se
suprapune întregii perioade acoperite de Strategia Energetică.Performanța operatorilor de distribuție (OD) este supravegheată de către
reglementator (ANRE), care stabilește obligațiile acestora, aprobă planurile de
investiții și calculează tarifele de distribuție pe baza documentării costurilor de
operare. Sistemul de distribuție funcționează în mare măsură conform așteptărilor,
OD îndeplindu-și, cu unele excepții, obligațiile contractuale.
Există însă și aspecte ale cadrului de reglementare care pot fi ajustate, pentru a
îmbunătăți interacțiunea dintre ANRE și operatorii de distribuție, astfel încât să se
Pagina32 din41
885
890
895
900
905
910
915
70
-
8/16/2019 Raport Sesiune Lucru - Energie Electrica - Final
33/41
asigure servicii de distribuție de calitate la un cost minim, reflectat în prețul final
al energiei electrice.
Una dintre probleme ține de pierderile mari din rețelele de distribuție, cauzate de
infrastructura și echipamentele învechite. Operatorii de distribuție au realizatinvestiții substanțiale în ultimul deceniu pentru a îmbunătății performanța RED,
însă uneori la costuri mai mari decât ar fi fost strict necesar. Sunt, în continuare,
necesare investiții importante, iar reglementatorul ar trebui să fie mai strict în
supravegherea realizării proiectelor la timp și conform bugetului. O modalitate de
intervenție ar fi ca ANRE să modifice limitele admisibile ale indicatorilor de
siguranță, iar în cazul nerespectării acestora consumatorii să fie compensați.
De asemenea, există numeroase servicii conexe oferite de către operatorii dedistribuție, uneori în regim de monopol, pentru care tarifele nu sunt reglementate
pe baza unor standarde minime de calitate și de bune practici, ceea ce permite
operatorilor să realizeze marje nejustificate de profit.
O altă problemă este legată de durata foarte lungă (peste 180 de zile) și procedura
extrem de birocratică pentru racordarea utilizatorilor la RED din România. ANRE
ar trebui să preia bunele practici din alte state pentru a reduce substanțial timpul
și costurile racordării a celor ce solicită acces la rețea. O soluție identificată este
colaborarea mai strânsă și de perspectivă cu autoritățile locale, pentru a asigura
racordarea la rețea în timp util atunci când se dezvoltă noi parcuri industriale,
centre comerciale sau cartiere rezidențiale. O situație asemănătoare se întâlnește la
încheierea contractului de furnizare pe piața liberă, unde procesul este complicat
de proceduri birocratice greoaie.
În fine, este oportună impunerea de către ANRE pentru operatorii de distribuție a
obligației de a prelua bunele practici al OTS și a elabora planuri pe dezvoltare a
rețelei pentru 10 ani, cu actualizare la fiecare doi ani. Astfel de planuri oferă
informații importante pentru piață și consumatori, în contextul tendințelor de
schimbare profundă a sectorului energiei electrice la nivel european și global.
Evoluția producției descentralizate de energie electrică
Sursele distribuite/descentralizate sunt caracterizate de un număr mare de
capacități de puteri relativ reduse, răspândite teritorial, ceea ce face ca ele să fieintegrate în rețelele electrice de distribuție – spre deosebire de sursele clasice,
Pagina33 din41
920
925
930
935
940
945
-
8/16/2019 Raport Sesiune Lucru - Energie Electrica - Final
34/41
-
8/16/2019 Raport Sesiune Lucru - Energie Electrica - Final
35/41
UE. Un exemplu este reprezentat de necesitatea de a implementa sistemele de tip
SCADA pentru controlul proceselor la toate nivelurile SEN prin utilizarea
sistemelor informatice.
Prin politicile fiscale și de reglementare, statul nu trebuie să inhibe dezvoltareasurselor distribuite. ANRE trebuie să asigure că ritmul și costul de dezvoltare a
rețelelor inteligente, precum și tipurile de servicii oferite de ele, sunt armonizate
cu utilizarea eficientă a surselor distribuite, pe măsură ce acestea intră în sistem.
Este necesară definirea prin legislație aacumulatorilor ca tehnologie de stocare, cu
condiții specifice de racordare la RET sau la rețeaua electrică de distribuție.
Este necesară și distingerea în cadrul legislativ a conceptului deprosumator
( prosumer) – consumator activ de energie electrică din rețea, care are și posibilitateasă livreze în rețea propria energie electrică din sursă distribuită, fluxul fiind cu
dublu sens. Pentru prosumatori, accesul la rețea este și mai complicat decât pentru
noi consumatori, durata medie de racordare în România fiind de aproximativ 450
de zile. De aceea, este necesară analiza legislației actuale și, de asemenea, studii
complete cu privire la durata de racordare, pentru a identifica modalități de a
reduce perioada de așteptare și a elimina birocrația inutilă, adoptând bunele
practici la nivel european.
Impactul electrificării transporturilor asupra RED
Produsele petroliere (benzină, motorină, cherosen, gaz petrolier lichefiat) asigură
majoritatea covârșitoare a surselor de energie în sectorul transporturilor. Atingerea
țintelor de emisii de GES la nivel global impune reducerea intensității emisiilor din
arderea combustibililor. Soluțiile adoptate pe scară tot mai largă în cadrul UE sunt
biocarburanții (bioetanol, biodiesel, biogaz, dimetil-eter etc.) și gazul natural.
Deși în stadiu incipient, există un potențial substanțial și pentru utilizarea
electricității și chiar a hidrogenului ca forme alternative de stocare a energiei de
propulsie. Autovehiculele cu motor electric sau pile de combustie nu elimină decât
la nivel local problema emisiilor de noxe și de GES. Un efect pozitiv important al
mobilității electrice constă în eliminarea poluării aerului în mediul urban în
activitatea de transport. Totodată, mobilitatea electrică poate contribui la reducerea
dependenței de importurile de petrol, în măsura în care acesta poate fi consideratun obiectiv de securitate energetică.
Pagina35 din41
985
990
995
1000
1005
1010
-
8/16/2019 Raport Sesiune Lucru - Energie Electrica - Final
36/41
Atât timp, însă, cât sursa de energie utilizată în producerea de energie electrică sau
hidrogen nu este regenerabilă sau cu emisii scăzute de GES, autovehiculele
electrice contribuie cel puțin la fel de mult la schimbările climatice precum cele pe
bază de produse petroliere. Pe termen lung, decarbonizarea producției de energie
electrică, în paralel cu penetrarea tot mai mare a vehiculelor electrice în parcul
auto, poate contribui în mod substanțial la decarbonizarea sectorului
transporturilor.
În România, consumul de energie electrică în transport este concentrat în
transportul feroviar de pasageri și de marfă, respectiv în transportul urban de
pasageri în tramvaie și troleibuze.
Planurile de dezvoltare a transportului feroviar nu fac parte din StrategiaEnergetică, însă este de remarcat viteza redusă de transport și întârzierile frecvente
cauzate de starea tot mai precară a infrastructurii feroviare. În condițiile
modernizării tronsoanelor principale, există un potențial substanțial de creștere a
volumului de marfă și a numărului de pasageri transportați pe căile ferate din
România – în parte înlocuind transporturile rutiere, în parte creând cerere nouă.
La nivelul SNCFR există suficiente stații electrice de transformare, problema fiind
mentenanța lor. Există tendința de a renunța la gestiunea acestor stații electrice în
favoarea operatorilor de distribuție.
În mediul urban, transportul în comun ar putea fi electrificat aproape în totalitate
în următorii 15 ani, prin introducerea autobuzelor electrice. Distanțele parcurse
zilnic, durata mare de staționare pe timp de noapte în același loc și predictibilitatea
traseelor fac ca exploatarea lor să fie eficientă. Spre deosebire de troleibuze și
tramvaie, unde consumul de energie electrică din rețea are loc pe parcurs,
autobuzele electrice se pot încărca noaptea, contribuind la aplatizarea curbei de
sarcină. Costul energiei electrice este mai scăzut noaptea, astfel că un contract defurnizare atractiv favorizează competitivitatea autobuzelor electrice.
În stadiu incipient, autovehiculul electric își face loc în parcul auto românesc –
achiziționarea fiind subvenționată de stat la un nivel de 6 000 euro/autovehicul
electric – față de subvenția de 4 000 euro/autovehicul electric și 3 000 euro/
autovehicul hibrid introdusă în Germania în luna mai 2016. Pentru comparație, în
timp ce bugetul pus la dispoziție în acest scop de Ministerul Mediului, Apelor și
Pădurilor este de 75 milioane lei (16,6 milioane euro), susținerea financiară oferită în Germania de către guvernul federal împreună cu concernele producătoare de
Pagina36 din41
1015
1020
1025
1030
1035
1040
1045
-
8/16/2019 Raport Sesiune Lucru - Energie Electrica - Final
37/41
-
8/16/2019 Raport Sesiune Lucru - Energie Electrica - Final
38/41
calitatea solurilor (pentru cele care se bazează pe schimbul termic cu zona de
subsol de la 4-10 m adâncime). Introducerea încălzirii electrice prezintă avantajul
că se reduc riscurile de accidente în gospodării, specifice încălzirii cu lemne sau
gaz natural.
Costurile de întărire a rețelelor electrice de distribuție, pentru a permite trecerea la
încălzirea electrică, ar putea fi foarte mari, dacă un număr mare de locuințe solicită
accesul la o putere mai mare. Această problemă apare însă și cu privire la cererea
de putere pentru utilizarea pe scară tot mai largă a aparatelor de aer condiționat
pentru răcire. Prin comparație, pompele de căldură pot acoperi atât cererea de
încălzire, cât și pe cea de răcire, fiind de preferat acolo unde proiectele sunt
fezabile.
Participanții la sesiunea de lucru și-au exprimat preferința pentru o abordare
graduală, astfel încât implementarea tehnologiilor noi să aibă loc pe scară largă
doar la momentul în care sunt deja mature. Pentru un cadru de reglementare și
politici publice stabile și predictibile, sunt necesare studii cu privire la stadiul și
evoluția tehnologiilor, în colaborare cu parteneri internaționali, adaptate la
situațiile din România.
Despre monopolul natural al rețelelor de distribuție
Sursele distribuite de producție a energiei electrice, în combinație cu capacități de
stocare, vor duce, în timp, la un grad mai ridicat de descentralizare a rețelelor
electrice, inclusiv la apariția micro-rețelelor. În mare parte, micro-rețelele vor fi
create de operatori privați, fie în zone fără acces la rețea, fie prin decizia unui grup
suficient de mare de consumatori de a se debranșa de la rețeaua electrică
principală și de a crea o soluție de alimentare alternativă și independentă, însă fărăsecuritatea alimentării garantată în mod reglementat, corespunzătoare
consumatorilor alimentați din rețelele electrice publice.
Micro-rețelele ar putea fi o soluție reglementată, însă doar în cadrul programului
de electrificare a satelor izolate, cu participarea operatorilor de distribuție și
recunoașterea costurilor de către reglementator. Există astfel de micro-rețele în
regiuni izolate în numeroase state în lume, iar implementarea nu pune probleme
deosebite. Programul național de electrificare 2012-2016 a avut în plan instalarea
Pagina38 din41
1085
1090
1095
1100
1105
1110
-
8/16/2019 Raport Sesiune Lucru - Energie Electrica - Final
39/41
de rețele electrice noi, extinderea celor existente, precum și construirea unor
grupuri de rețele izolate, însă realizările au fost modeste.
Pentru majoritatea covârșitoare a consumatorilor, accesul la SEN va rămâne
singura soluție pentru alimentarea cu energie electrică, astfel încât stabilitatea șifiabilitatea RED actuale din România este deosebit de importantă. Din acest motiv,
nu este oportună abandonarea monopolului natural, dată fiind importanța
predictibilității cadrului de reglementare pe întreaga perioadă de concesiune către
operatorii privați.
Nu există, pe termen mediu și lung – în orizontul anului 2030 – motive întemeiate
de rediscutare a regimului de monopol natural al operatorilor privați de
distribuție, și nu este oportună reconfigurarea zonele de monopol a operatorilor dedistribuție. Dacă un operator RED încalcă în mod flagrant și repetat contractul de
concesiune, reglementatorul trebuie să aibă posibilitatea de a revoca acest contract
și a-l oferi, prin licitație cu precalificare, unui alt operator. Doar într-o astfel de
situație ar putea fi pusă problema reconfigurării și, eventual, a reîmpărțirii zonei
de distribuție în mai multe zone cu operatori diferiți, fără a relaxa însă obligațiile
din contract.
Infrastructura critică la nivelul RED
În prezent, pentru rețelele electrice de distribuție nu sunt definite elementele de
infrastructură critică. La nivel european, se discută despre fenomene
meteorologice extreme, care pot afecta în special rețelele de distribuție. De
exemplu, în urma inundațiilor din Serbia în anul 2015, restabilirea serviciului de
distribuție a durat cel puțin 30 de zile. Nu există planuri de întrajutorare între
regiuni la nivelul rețelelor electrice de distribuție, nici măcar la nivel național.Sursele descentralizate de producere a energiei electrice, mai ales cele bazate pe
SRE, vor avea un impact important asupra rețelelor electrice, conducând la
schimbarea conceptuală a modului de exploatare. Participanții au adus în discuție
necesitatea unor măsuri pentru a proteja infrastructura critică de la nivelul RED:
• utilizarea pe scară largă a tehnologiilor de telecomunicații, inclusiv
extinderea rețelei și interconectarea inteligentă a operatorilor de distribuție
cu OTS. Creșterea volumului de informații legate de funcționare se poaterealiza prin instalarea sistemelor de tip SCADA;
Pagina39 din41
1115
1120
1125
1130
1135
1140
1145
85
-
8/16/2019 Raport Sesiune Lucru - Energie Electrica - Final
40/41
• regândirea protecțiilor prin instalarea de protecții digitale;• asigurarea securității informatice la nivelul rețelelor electrice – securitate
cibernetică.
Tranziția va trebui să fie graduală, iar adoptarea programelor informatice va trebuisă aibă loc în urma unor teste adecvate, cu deosebită precauție.
Furnizarea energiei electrice
Deschiderea pieței de energie electrică din România a început în anul 2000, iar din
anul 2007 toți consumatorii sunt liberi să își aleagă furnizorul de energie electrică.
Consumatorii casnici au, în continuare, dreptul la un tarif reglementat pentru o
cotă de 40% din consum – cotă ce va fi redusă la 30% între 1 iulie și 31 decembrie2016. Cota scade treptat, în pași semestriali, astfel încât la 31 decembrie 2017 toți
consumatorii vor fi integral pe piața liberă. Dacă, la început, operatorii de
distribuție vor rămâne și furnizori pentru majoritatea clienților casnici, este de
așteptat ca tot mai mulți furnizori să vină cu oferte atractive pentru a câștiga cotă
de piață.
Fără un cadru de reglementare robust, dar flexibil, al concurenței în segmentul de
furnizare, prin stabilirea unor standarde minime de calitate, există riscul ca uniifurnizori să vină cu servicii de proastă calitate și cu clauze contractuale abuzive.
De aceea, este binevenită apariția unui standard al facturii la energia electrică
pentru consumator și impunerea facturării consumului real (spre deosebire de
facturarea anticipată a unui consum estimat).
Întrucât furnizarea energiei electrice poate constitui un pretext pentru a ajunge la
consumator și a oferi și alte servicii, cadrul de reglementare ar trebui să stabilească
și prețul minim pe care un furnizor îl poate oferi, spre exemplu echivalentulprețului mediu spot lunar, fără niciun alt fel de tarif administrativ. Bineînțeles, la
acesta se vor adăuga tarifele de transport și distribuție, costul certificatelor verzi și
eventual al altor scheme de sprijin, precum și accizele și taxele aferente.
Pașii următori
Echipa Ministerului Energiei responsabilă cu elaborarea Strategiei Energetice aRomâniei 2016-2030, cu perspectiva anului 2050 mulțumește tuturor
Pagina40 din41
1150
1155
1160
1165
1170
1175
-
8/16/2019 Raport Sesiune Lucru - Energie Electrica - Final
41/41
participanților la această sesiune de lucru pentru aportul de expertiză și
recomandările prețioase aduse în cadrul etapei de analiză calitativă a sectorului
energetic.
În continuare, pe parcursul lunilormai și iunie 2016, va fi elaboratRaportul finalintegrat de analiză calitativă, ce va sta la baza noii Strategii Energetice. Acesta va
fi realizat pornind de la rapoartele aferente celor cinci sesiuni de lucru organizate
în lunile martie și aprilie 2016, cu temele: Energie electrică; Petrol și gaze naturale;
Eficiență energetică, energie termică și cogenerare; Guvernanța sectorului
energetic; Securitate și diplomație energetică.
Vor fi luate în considerare strategiile sectoriale și planurile naționale de acțiune în
vigoare, acolo unde acestea sunt relevante pentru sectorul energetic. Totodată, seva ține cont de sugestiile primite în cadrul consultărilor publice pe tema Strategiei
Energetice a României, desfășurate în anii 2014 și 2015.
Subliniem deschiderea în continuare la contribuții constructive din partea opiniei
publice, cu privire la temele abordate în acest raport. Orice sugestii, recomandări și
comentarii cu referire la aceste teme, trimise la adresa de e-mail:
[email protected] până la 31 mai 2016, vor fi luate în considerare în elaborarea
documentului integrat de analiză calitativă a sectorului energetic românesc.
Punctele de vedere cu privire la conținutul raportului vor fi transmise cu indicarea
rândurilor (numerotate alăturat) unde se regăsește conținutul adus în discuție.
Documentul final al Strategiei Energetice a României 2016-2030, cu perspectiva
anului 2050, va fi publicat în jurul datei de15 septembrie 2016, după armonizarea
aspectelor analizei calitative cu datele obținute prin modelare matematică
macroeconomică, în cadrul analizei cantitative a sectorului energetic național.
1180
1185
1190
1195
1200
mailto:[email protected]:[email protected]