STRATEGIA ENERGETICĂ A ROMÂNIEI din 5 septembrie 2007

pentru perioada 2007-2020

EMITENT

GUVERNUL

Publicat în MONITORUL OFICIAL I nr. 781 din 19 noiembrie 2007

Capitolul 1

Obiective strategice

1.1. Obiectivul general al strategiei

Obiectivul general al strategiei sectorului energetic îl constituie satisfacerea necesarului de energie atât în prezent, cât şi pe termen mediu şi lung, la un preţ cât mai scăzut, adecvat unei economii moderne de piaţă şi unui standard de viaţă civilizat, în condiţii de calitate, siguranţă în alimentare, cu respectarea principiilor dezvoltării durabile.

1.2. Obiective strategice

Siguranţă energetică

* Creşterea siguranţei energetice prin asigurarea necesarului de resurse energetice şi limitarea dependenţei de resursele energetice de import

* Diversificarea surselor de import, a resurselor energetice şi a rutelor de transport al acestora

* Creşterea nivelului de adecvanţă a reţelelor naţionale de transport al energiei electrice, gazelor naturale şi petrolului

* Protecţia infrastructurii critice

Dezvoltare durabilă

* Creşterea eficienţei energetice

* Promovarea producerii energiei pe bază de resurse regenerabile

* Promovarea producerii de energie electrică şi termică în centrale cu cogenerare, în special în instalaţii de cogenerare de înaltă eficienţă

* Susţinerea activităţilor de cercetare-dezvoltare şi diseminare a rezultatelor cercetărilor aplicabile

* Reducerea impactului negativ al sectorului energetic asupra mediului înconjurător

* Utilizarea raţională şi eficientă a resurselor energetice primare

Competitivitate

* Dezvoltarea pieţelor concurenţiale de energie electrică, gaze naturale, petrol, uraniu, certificate verzi, certificate de emisii ale gazelor cu efect de seră şi servicii energetice

* Liberalizarea tranzitului de energie şi asigurarea accesului permanent şi nediscriminatoriu al participanţilor la piaţă la reţelele de transport, distribuţie şi interconexiunile internaţionale

* Continuarea procesului de restructurare şi privatizare în sectoarele energiei electrice, termice şi al gazelor naturale

* Continuarea procesului de restructurare pentru sectorul de lignit, în vederea creşterii profitabilităţii şi accesului pe piaţa de capital

Capitolul 2

Context internaţional

2.1. Evoluţii şi provocări globale în sectorul energetic

Într-o economie din ce în ce mai globalizată, strategia energetică a unei ţări se realizează în contextul evoluţiilor şi schimbărilor care au loc pe plan mondial.

Cererea totală de energie în 2030 va fi cu circa 50% mai mare decât în 2003, iar pentru petrol va fi cu circa 46% mai mare. Rezervele certe cunoscute de petrol pot susţine un nivel actual de consum doar până în anul 2040, iar cele de gaze naturale până în anul 2070, în timp ce rezervele mondiale de huilă asigură o perioadă de peste 200 de ani, chiar la o creştere a nivelului de exploatare. Previziunile indică o creştere economică, ceea ce va implica un consum sporit de resurse energetice.

Din punctul de vedere al structurii consumului de energie primară la nivel mondial, evoluţia şi prognoza de referinţă realizată de Agenţia Internaţională pentru Energie (IEA) evidenţiază pentru următoarea decadă o creştere mai rapidă a ponderii surselor regenerabile, dar şi a gazelor naturale.

Se estimează că aproximativ un sfert din nevoile de resurse energetice primare, la nivel global, vor fi acoperite în continuare de cărbune. Concomitent cu creşterea consumului de energie va creşte şi consumul de cărbune. Datele centralizate de Consiliul Mondial al Energiei (CME) arată o creştere cu aproape 50% a extracţiei de cărbune la nivel mondial în anul 2005 faţă de anul 1980.

În figura 2.1 este evidenţiată evoluţia cererii de energie, la nivel mondial.

Sursa: WEO 2006, OECD/IEA 2006

Figura 2.1. Evoluţia cererii mondiale de energie

Creşterea cererii de energie, combinată cu factori geopolitici, în special situaţia din Orientul Mijlociu, au determinat în prima decadă a secolului XXI creşterea preţului ţiţeiului, care a indus şi creşteri ale preţurilor gazelor naturale. Un alt factor care a determinat creşterea preţului la produse petroliere pe plan mondial a fost lipsa capacităţilor de rafinare, problemă care necesită identificarea unor soluţii pe termen mediu şi lung. La toate acestea s-a adăugat şi tendinţa manifestată de unele state de suplimentare a stocurilor pentru a face faţă situaţiilor de criză.

Elementele de mai sus stau la baza reorientării politicilor energetice ale ţărilor care sunt net importatoare de energie, în sensul creşterii atenţiei acordate resurselor regenerabile de energie şi îmbunătăţirii eficienţei energetice. Totodată, se reevaluează oportunitatea închiderii unor centrale nucleare într-o serie de ţări care şi-au propus încetarea producerii de energie electrică în astfel de centrale.

2.2. Politica energetică a Uniunii Europene

În conformitate cu Noua Politică Energetică a Uniunii Europene (UE) [1] elaborată în anul 2007, energia este un element esenţial al dezvoltării la nivelul Uniunii. Dar, în aceeaşi măsură, este o provocare în ceea ce priveşte impactul sectorului energetic asupra schimbărilor climatice, a creşterii dependenţei de importul de resurse energetice, precum şi a creşterii preţului energiei. Pentru depăşirea acestor provocări, Comisia Europeană (CE) consideră absolut necesar ca UE să promoveze o politică energetică comună, bazată pe securitate energetică, dezvoltare durabilă şi competitivitate.

În ceea ce priveşte securitatea alimentării cu resurse energetice, UE se aşteaptă ca dependenţa de importul de gaze naturale să crească de la 57% la ora actuală la 84% în anul 2030, iar pentru petrol, de la 82% la 93%, pentru aceeaşi perioadă.

În ceea ce priveşte dezvoltarea durabilă, trebuie remarcat faptul că în anul 2007 sectorul energetic este, la nivelul UE, unul din principalii producători de gaze cu efect de seră. În cazul neluării unor măsuri drastice la nivelul UE, în ritmul actual de evoluţie a consumului de energie şi la tehnologiile existente în anul 2007, emisiile de gaze cu efect de seră vor creşte la nivelul UE cu circa 5% şi la nivel global cu circa 55% până în anul 2030. Energia nucleară reprezintă în acest moment în Europa una dintre cele mai mari surse de energie fără emisii de CO(2). Centralele nucleare asigură în anul 2007 o treime din producţia de electricitate din Uniunea Europeană, având astfel o contribuţie reală la dezvoltarea durabilă.

În ceea ce priveşte competitivitatea, piaţa internă de energie a UE asigură stabilirea unor preţuri corecte şi competitive la energie, stimulează economisirea de energie şi atrage investiţii în sector.

UE este tot mai expusă la instabilitatea şi creşterea preţurilor de pe pieţele internaţionale de energie, precum şi la consecinţele faptului că rezervele de hidrocarburi ajung treptat să fie monopolizate de un număr restrâns de deţinători. Efectele posibile sunt semnificative: de exemplu, în cazul în care preţul petrolului ar creşte până la 100 USD/baril în anul 2030, importul de energie în UE-27 ar costa circa 170 de miliarde EUR, ceea ce înseamnă o valoare de 350 EUR/an pentru fiecare cetăţean al UE.

Comisia Europeană propune în setul de documente care reprezintă Noua Politică Energetică a UE următoarele obiective:

* reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră cu 20% până în anul 2020, în comparaţie cu cele din anul 1990;

* creşterea ponderii surselor regenerabile de energie în totalul mixului energetic, de la mai puţin de 7% în anul 2006 la 20% din totalul consumului de energie al UE până în 2020;

* creşterea ponderii biocarburanţilor la cel puţin 10% din totalul conţinutului energetic al carburanţilor utilizaţi în transport în anul 2020;

* reducerea consumului global de energie primară cu 20% până în anul 2020.

La 19 octombrie 2006, CE a adoptat Planul de acţiune privind eficienţa energetică, aferent Directivei 2006/32/CE privind eficienţa energetică la utilizatorii finali şi serviciile energetice, care cuprinde măsuri datorită cărora UE ar putea face progrese vizibile în direcţia îndeplinirii principalului său obiectiv, şi anume reducerea consumului său global de energie primară cu 20% până în 2020 [3]. Implementarea cu succes a acestui plan s-ar materializa la nivelul UE într-o reducere a consumului energetic în anul 2020 cu circa 13% faţă de prezent (2007). Pentru aceasta sunt necesare eforturi deosebite în schimbări de mentalităţi şi comportament şi mai ales investiţii suplimentare.

În anexa nr. 1 sunt prezentate datele referitoare la producţia de energie electrică pentru perioada 2005-2030 utilizate în analiza efectuată de către CE pentru documentul de politică energetică.

Promovarea surselor energetice regenerabile

Evaluarea CE realizată în 2007 privind progresele făcute în dezvoltarea surselor regenerabile de energie, denumite în continuare SRE, a ajuns la următoarele concluzii:

* La nivel comunitar, s-a stabilit ca până în 2010 un procent de 21% energie electrică produsă în statele membre UE să provină din surse regenerabile de energie. Acest obiectiv a fost prevăzut de Directiva 2001/77/CE privind promovarea energiei electrice produse din surse regenerabile de energie, care stabileşte obiective naţionale diferenţiate. Având în vedere politicile actuale şi eforturile realizate, se aşteaptă atingerea unei ponderi de 19% până în anul 2010. În acest context, UE, după toate probabilităţile, îşi va atinge obiectivele privind energia regenerabilă stabilite pentru anul 2010.

* Hidrocentralele de mică şi mare capacitate reprezintă încă cea mai importantă sursă de producere de energie electrică din surse regenerabile, contribuind cu 10% la consumul total de energie electrică în anul 2005.

* UE rămâne liderul mondial în ceea ce priveşte energia eoliană, deţinând 60% din producţia mondială de energie electrică din această sursă. Din anul 2000 până în anul 2007, capacitatea de producere a energiei electrice din sursă eoliană a crescut cu mai mult de 150% în UE.

* Energia din biomasă constituie 2% din consumul total de energie electrică al UE. Producţia totală de biomasă a crescut cu 18% în 2002, 13% în 2003, 19% în 2004 şi 23% în 2005.

* Puterea fotovoltaică totală instalată în UE a înregistrat o continuă creştere în ultimii 5 ani, cu o rată de creştere anuală medie de 70%.

* În privinţa progreselor înregistrate de statele membre (UE 25) în utilizarea surselor regenerabile de energie, 9 state membre au înregistrat progrese semnificative în domeniu, iar 11 state membre nu au realizat ţintele propuse.

* Raportul cuprinde de asemenea un număr de 8 acţiuni recomandate de Comisie, printre care implementarea Directivei privind energia electrică produsă din surse regenerabile de energie, înlăturarea barierelor administrative, îmbunătăţirea schemelor-suport, implementarea Planului de acţiune privind biomasa, elaborarea unui nou cadru legislativ pentru promovarea surselor regenerabile de energie.

În privinţa evoluţiei SRE pentru producerea căldurii:

- aplicaţiile solar-termice progresează. Noile reglementări pentru clădiri au adus un plus de interes în privinţa utilizării acestor surse;

- ţinta pentru biomasa solidă nu este sigur că va fi îndeplinită. Creşterea substanţială ce s-a observat după anul 2004, prin apariţia Planului de acţiuni pentru biomasă din decembrie 2005 [2], arată că, în ciuda unor întârzieri, este încă posibil de îndeplinit ţinta propusă. Plantaţiile de culturi energetice nu s-au dezvoltat conform aşteptărilor. În schimb se dezvoltă o piaţă de transfer a biomasei din Europa centrală şi de est către ţările din vestul Europei. Pentru noile ţări admise în UE se observă o creştere importantă în valorificarea biomasei, sprijinită într-o anumită măsură de fondurile structurale. În multe situaţii este vorba de înlocuirea gazului natural pentru încălzire cu biomasă;

- utilizarea energiei geotermale şi a celei bazate pe biogaz se dezvoltă lent.

Capitolul 3

Situaţia actuală a sectorului energetic

3.1. Potenţialul naţional de resurse energetice

România dispune de o gamă diversificată, dar redusă cantitativ de resurse de energie primară: ţiţei, gaze naturale, cărbune, minereu de uraniu, precum şi de un potenţial valorificabil de resurse regenerabile important.

Resurse energetice epuizabile

Zăcămintele de hidrocarburi sunt limitate, pe fondul unui declin al producţiei interne şi în condiţiile în care nu au mai fost identificate noi zăcăminte cu potenţial important. Rezervele actuale de ţiţei sunt estimate la 73,7 milioane tone. Producţia anuală de ţiţei a scăzut de la 14,7 milioane tone în 1976 (anul cu producţia de vârf) la 5 milioane tone în 2006.

Zăcămintele de gaze naturale sunt de asemenea limitate, iar după 1990 producţia internă este în declin. Rezervele actuale de gaze naturale sunt estimate la 184,9 miliarde mc. Producţia anuală de gaze naturale a fost de 12,3 miliarde mc în anul 2006, ceea ce a reprezentat 69% din consumul naţional anual total de gaze naturale.

Resursele de huilă din România cunoscute sunt de 755 milioane tone, din care exploatabile în perimetre concesionate, 105 milioane tone.

Resursele de lignit din România sunt estimate la 1.490 milioane tone, din care exploatabile în perimetre concesionate, 445 milioane tone. Resursele amplasate în perimetre noi, neconcesionate, sunt de 1.045 milioane tone. Din rezervele de 1.045 milioane tone lignit din bazinul minier al Olteniei, 820 milioane tone aferente perimetrelor noi sunt amplasate în continuitatea perimetrelor concesionate, prezentând cele mai favorabile condiţii de valorificare, prin extinderea concesiunilor.

Deoarece zăcământul de lignit din Oltenia este format din 1-8 straturi de cărbune exploatabile, valorificarea superioară a acestora impune adoptarea urgentă a unor reglementări care să garanteze exploatarea raţională în condiţii de siguranţă totală (pierderi minime) şi în condiţii de eficientă.

Rezervele de minereu existente şi exploatabile asigură cererea de uraniu natural până la nivelul anului 2017 pentru funcţionarea a două unităţi nuclearoelectrice pe amplasamentul Cernavodă. Potenţialele noi perimetre de zăcăminte de minereu de uraniu nu pot modifica semnificativ acesta situaţie, ceea ce impune adoptarea unor măsuri specifice pentru asigurarea resurselor de uraniu natural conform necesarului rezultat din programul de dezvoltare a energeticii nucleare.

În tabelul 3.1 este prezentată situaţia resurselor naţionale de energie primară.

Tabelul 3.1. Situaţia resurselor naţionale de energie primară


Resurse purtătoare de energie primară				Rezerve						Producţie anuală estimată	Perioada estimată de asigurare
				Rezerve		Exploatabile concesionate		În perimetre noi		Producţie anuală estimată	Rezerve geologice	Rezerve exploatabile concesionate3)	În perimetre noi
				Mil. tone1)	Mil. tep	Mil. tone1)	Mil. tep	Mil. tone1)	Mil. tep	Mil. tone1)	Ani	Ani	Ani
1				2	3	4	5	6	7	8	9 = 2/8	10 = 4/8	11 = 6/8
Cărbune
	-		huilă	755	422	105	38,8			3,3	229	32
	-		lignit	1490	276	445	82,4	1045	133	32	47	14	33
Ţiţei				74	72					5,2	14
Gaz natural				185	159					12,5	15
Uraniu2)
1)		exclusiv gaze naturale, exprimate în mld. mc
2)		date cu caracter special
3)		durata de acordare a unei concesiuni este de cel puţin 2 ani, iar deschiderea unui perimetru la capacitatea proiectată poate

În tabelul 3.2 este prezentată estimarea evoluţiei rezervelor naţionale de ţiţei şi gaze naturale în perioada 2006-2020. Sunt luate în considerare exclusiv rezervele cunoscute şi economic a fi valorificate utilizând tehnologiile actuale. Este de aşteptat ca identificarea de noi zăcăminte şi dezvoltarea tehnologică să se manifeste în timp în sensul creşterii valorilor din tabel.

Tabelul 3.2. Evoluţia rezervelor naţionale de ţiţei şi gaze naturale - estimare ANRM

ESTIMAREA EVOLUŢIEI REZERVELOR NAŢIONALE DE ŢIŢEI ŞI GAZE NATURALE PÂNĂ ÎN ANUL 2020
Anul	Ţiţei - milioane tone -	Gaze naturale - miliarde mc -
2006	80	170
2007	76	162
2008	72	155
2009	68	148
2010	64	141
2011	60	134
2012	56	127
2013	52	120
2014	48	114
2015	45	107
2016	41	101
2017	38	95
2018	34	89
2019	31	83
2020	28	77
Premise avute în vedere în cadrul estimării	Datorită depletării zăcămintelor, producţia de ţiţei poate înregistra scăderi anuale de 2-4%. Gradul de înlocuire a rezervelor exploatate nu va depăşi 15-20%.	Datorită depletării zăcămintelor, producţia de gaze poate înregistra scăderi anuale de 2-5%. Gradul de înlocuire a rezervelor exploatate se va situa între 15-30%.

Resurse energetice regenerabile

Potenţialul teoretic al SRE din România este prezentat în tabelul 3.3. Potenţialul utilizabil al acestor surse este mult mai mic, datorită limitărilor tehnologice, eficienţei economice şi restricţiilor de mediu. Un nou studiu pentru evaluarea potenţialului real va fi realizat în anul 2008.

Tabelul 3.3. Potenţialul naţional al surselor regenerabile (Evaluare ICEMENERG)

Sursă	Potenţial anual	Aplicaţie
Energie solară	60 PJ 1,2 TWh	Energie termică Energie electrică
Energie eoliană (potenţial termic)	23 TWh	Energie electrică
Energie hidro din care sub 10 MW	36 TWh 3,6 TWh	Energie electrică
Biomasă şi biogaz	318 PJ	Energie termică Energie electrică
Energie geotermală	7 PJ	Energie termică

Potrivit ultimelor evaluări (2007), potenţialul hidroenergetic tehnic amenajabil al României este de 36.000 GWh/an, din care, raportat la situaţia actuală a preţurilor din piaţa de energie, se pot valorifica, în condiţii de eficienţă economică, circa 30.000 GWh/an (potenţial economic amenajabil).

La finele anului 2006, puterea instalată în centrale hidraulice era de 6.346 MW, energia de proiect pentru anul hidrologic mediu fiind evaluată la 17.340 GWh/an. Astfel, gradul de valorificare a potenţialului tehnic amenajabil este în prezent de 48%, iar al potenţialului economic amenajabil este de 57,8%.

Harta repartizării potenţialului de resurse regenerabile pe teritoriul României este prezentată în figura 3.1.

Figura 3.1. Harta resurselor regenerabile disponibile, pe regiuni

Sursa: MEF

Legenda:

I. Delta Dunării (energie solară);

II. Dobrogea (energie solară şi eoliană);

III. Moldova (câmpie şi podiş - microhidro, energie eoliană şi biomasă);

IV. Munţii Carpaţi (IV1 - Carpaţii de Est; IV2 - Carpaţii de Sud; IV3 - Carpaţii de Vest (biomasă, microhidro);

V. Podişul Transilvaniei (microhidro);

VI. Câmpia de Vest (energie geotermală);

VII. Subcarpaţii (VII1 - Subcarpaţii getici; VII2 - Subcarpaţii de curbură; VII3 - Subcarpaţii Moldovei: biomasă, microhidro);

VIII. Câmpia de Sud (biomasă, energie geotermală şi solară).

Costuri şi beneficii

Cu excepţia centralelor hidroelectrice mari, costurile de producere a energiei electrice în unităţi ce utilizează surse regenerabile sunt în prezent superioare celor aferente utilizării combustibililor fosili (tabelul 3.4), conform Comunicării Comisiei Europene privind promovarea surselor regenerabile de energie, publicată în decembrie 2005 [5]. Stimularea utilizării acestor surse şi atragerea investiţiilor în unităţi energetice ce utilizează surse regenerabile se realizează prin mecanisme de susţinere, în conformitate cu practica europeană.

Tabelul 3.4. Competitivitatea surselor regenerabile

Plajele de variaţie a costurilor de producţie a energiei electrice din SRE

Premise: 6,5% rata dobânzii, 15 ani perioada de recuperare.

Sursa: Comisia Europeană - DGTREN [5]

Impact asupra mediului

Potenţialul efectiv amenajabil al energiei eoliene şi energiei hidroelectrice este substanţial inferior celui tehnic amenajabil, datorită restricţiilor de mediu (amplasamente cu interdicţie de utilizare).

Este necesară elaborarea de studii privind impactul turbinelor eoliene asupra migraţiei păsărilor în Dobrogea şi definirea unei hărţi clare şi unice privind zonele unde nu se pretează construcţia de unităţi eoliene şi hidroenergetice din considerente de mediu.

Impact asupra sistemului electroenergetic naţional

Utilizarea surselor regenerabile de energie are un impact semnificativ asupra sistemului electroenergetic naţional, fiind necesare:

- studii privind impactul preluării energiei electrice realizate cu turbine eoliene, microhidro şi prin cogenerare utilizând biomasă, în reţeaua electrică de transport şi distribuţie (tensiuni mai mari sau egale cu 110 kV), în diferite scenarii, în zone cu potenţial ridicat;

- dezvoltarea reţelelor de transport şi distribuţie în concept de smart grid;

- construcţia de noi capacităţi de producere a energiei electrice cu flexibilitate ridicată în funcţionare şi dezvoltarea pieţei de capacităţi, pentru contracararea şi/sau limitarea efectelor negative ale variabilităţii necontrolabile a energiei eoliene şi microhidro.

Utilizarea eficientă a energiei

Unul dintre elementele prioritare ale strategiei energetice îl constituie îmbunătăţirea eficienţei energetice.

Creşterea eficienţei energetice are o contribuţie majoră la realizarea siguranţei alimentării, dezvoltării durabile şi competitivităţii, la economisirea resurselor energetice primare şi la reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră.

Indicatorul sintetic reprezentativ privind eficienţa de utilizare a energiei la nivel naţional este intensitatea energetică, respectiv consumul de energie pentru a produce o unitate de produs intern brut.

Ajustarea structurală a economiei, dar şi creşterea eficienţei de utilizare a resurselor au determinat o reducere a intensităţii energiei primare de la 0,605 tep/1000Euro2005 în anul 2000 la 0,492 tep/1000Euro2005 în anul 2005, calculul fiind făcut la cursul de schimb. Valoarea acestui indicator rămâne totuşi de peste două ori mai mare decât media UE (figura 3.2).

Figura 3.2. Intensitatea energiei primare

Legendă:

CS - curs de schimb

PPC - paritatea puterii de cumpărare

Intensitatea energiei electrice a avut de asemenea o evoluţie favorabilă, scăzând cu 10% în perioada 2000-2005. Valoarea înregistrata în 2005 (0,491 kWh/Euro2005) este de aproape două ori mai mare decât media UE (figura 3.3).

Figura 3.3. Intensitatea energiei electrice

În acelaşi timp, o comparaţie cu ţările dezvoltate (în principal cu ţările UE) este mai favorabilă dacă se calculează intensitatea energiei utilizând paritatea puterii de cumpărare - PPC.

Tabelul 3.5. Intensitatea energetică primară şi finală în România şi alte state membre UE în 2005


	Intensitatea energetică primară (tep/1000 Euro 2005)			Intensitatea energetică finală (tep/1000 Euro 2005)
	CS	PPC	CS	PPC
UE 25	0,161	0,161	0,105	0,105
UE 15	0,149	0,156	0,098	0,102
NM 10	0,384	0,218	0,232	0,131
Cehia	0,449	0,253	0,259	0,146
Germania	0,154	0,162	0,097	0,102
Grecia	0,173	0,143	0,115	0,095
Ungaria	0,314	0,189	0,203	0,122
Polonia	0,385	0,211	0,235	0,128
Portugalia	0,179	0,150	0,125	0,105
ROMÂNIA	0,492	0,225	0,308	0,141

Sursa: Naţional Energy Data Services

În 2003 a fost elaborată Strategia naţională în domeniul eficienţei energetice, care a pus în evidenţă, printre altele, potenţialul economic de creştere a eficienţei energetice în diferite sectoare (tabelul 3.6).

Tabelul 3.6. Potenţialul economic (eficient din punct de vedere al costurilor) de economisire a energiei

Sector	Potenţialul mediu de economii de energie, estimat ca procent din consum	Valori maximale pentru potenţialul de economii de energie
(%)	(ktep/an)
Industrie	13.0 (10 - 17)	1590
Rezidenţial	41.5 (35 - 50)	3600
Transport şi comunicaţii	31.5 (30 - 35)	1390
Sector terţiar	14.0 (13 - 19)	243
TOTAL:	100	6823

Ca urmare a acestei strategii, s-a stabilit ca obiectiv strategic îmbunătăţirea eficienţei energetice în România pe întregul lanţ resurse naturale, producţie, transport, distribuţie şi utilizare finală, prin folosirea optimă a mecanismelor specifice economiei de piaţă, estimându-se o reducere cu circa 3% pe an a intensităţii energetice pe ansamblul economiei naţionale, până în anul 2015.

În anul 2007 s-a elaborat Planul naţional de acţiune în domeniul eficienţei energetice (2007-2010), ce cuprinde măsuri concrete în vederea atingerii ţintelor propuse privind îmbunătăţirea eficienţei energetice.

Îmbunătăţirea eficienţei energetice reprezintă unul dintre cele mai importante obiective strategice pentru România, în condiţiile în care în structura economiei naţionale şi îndeosebi a industriei există încă activităţi care folosesc resursele energetice ca materii prime, în principal petrochimia şi industria îngrăşămintelor chimice. La nivelul anului 2005, 94% din cantitatea de ţiţei produsă sau importată a fost utilizată în petrochimie. În condiţiile în care importul de ţiţei este de aproape 2 ori peste nivelul producţiei, iar ponderea sa în importul produselor minerale este de circa 57%, rezultă că reducerea consumurilor specifice din această ramură va avea impact pozitiv semnificativ şi asupra facturii energetice a României. În cazul gazelor naturale, consumul ca materie primă în industria chimică reprezintă aproximativ 35% din import. Dacă se adaugă şi consumul direct din metalurgie (ca resursă energetică), se poate aprecia că aproape 50% din importul de gaze naturale este condiţionat de activitatea din aceste două ramuri.

Valoarea importului de ţiţei şi gaze naturale echivalentă consumului acestor resurse în cele 3 ramuri (prelucrarea ţiţeiului, substanţe şi produse chimice şi metalurgie), respectiv 3,8 miliarde euro, a reprezentat în anul 2006 63,0% din importul de resurse minerale şi 25,5% din deficitul comercial total, respectiv 3.794 milioane euro.

Pe ansamblu, dezvoltarea economică, axată tot mai mult pe industria construcţiilor de maşini şi pe servicii, va conduce în timp la reducerea ponderii activităţilor energointensive.

3.2. Producţia şi consumul de energie

Energie primară

În anul 2006, produsul intern brut (PIB) a fost cu 42,2% mai mare decât cel din anul 2000, reprezentând 3.973 euro 2005/loc., fiind de circa 6,3 ori mai mic decât valoarea medie din ţările Uniunii Europene şi de 1,9 ori mai mic decât valoarea medie a celor 10 ţări intrate în Uniunea Europeană în anul 2004 (NM 10). Această dezvoltare economică a determinat o creştere cu numai 4,3% a consumului intern brut de energie în anul 2005 faţă de anul 2000, valoarea realizată în 2005 fiind de circa 37,9 milioane tep. Din cauza nivelului de dezvoltare economică mai redus, consumul brut de energie pe locuitor (1,8 tep/loc.) din România este de circa două ori mai mic decât cel din ţările Uniunii Europene - UE 25 (figura 3.4).

Figura 3.4. Consumul brut de energie primară pe locuitor

Pe de altă parte, este de remarcat decuplarea creşterii PIB de creşterea consumului brut de energie, datorată atât restructurării economice, cât şi îmbunătăţirii modului de utilizare a energiei. Analizând structura consumului de energie primară, se constată o distribuţie echilibrată între gaze naturale (36,4%), ţiţei şi produse petroliere (24,2%), precum şi cărbune şi cocs (23,0%) - prezentată în figura 3.5.

Figura 3.5. Structura consumului brut de energie primară în anul 2005 (TOTAL: 37.9 milioane tep)

Producţia internă de energie primară s-a menţinut constantă (circa 28 milioane tep), creşterea producţiei de cărbune compensând scăderea producţiei de ţiţei şi gaze naturale. Pe fondul creşterii consumului de energie primară, dependenţa de importuri a crescut de la 27,1% în anul 2000 la circa 36% în anul 2005.

Energie electrică

La sfârşitul anului 2005, puterea disponibilă în sistemul electroenergetic a fost de 14.714 MW (figura 3.6).

În anul 2006, producţia brută de energie electrică a fost de 62,21 TWh faţă de 51,9 TWh, în anul 2000. Structura producţiei de energie electrică în anul 2005 este prezentată în figura 3.7.

Figura 3.6

Figura 3.7

În anul 2006 numărul consumatorilor de energie electrică a fost de circa 8.600.000, din care circa 8.040.000 consumatori casnici.

Energie termică

Alimentarea cu energie termică în sisteme centralizate de distribuţie se realizează prin centrale termice (CT) şi centrale electrice de termoficare (CET), care furnizează energie termică pentru un oraş, o zonă a oraşului sau un cartier.

În ultimii ani, consumul total de căldură a scăzut lent, în principal din cauza diminuării consumului industrial, în anul 2006 totalul consumului însumând 9 milioane tep, din care consumul asigurat prin sisteme centralizate de distribuţie reprezintă 2,6 milioane tep, respectiv circa 30%.

Sistemele centralizate urbane de alimentare cu energie termică şi cogenerarea reprezintă în România subsectorul energetic cel mai deficitar, datorită uzurii fizice şi morale a instalaţiilor şi echipamentelor, pierderilor energetice totale mari între sursă şi clădiri (de 35-77%), resurselor financiare insuficiente pentru exploatare, întreţinere, reabilitare şi modernizare şi, nu în ultimul rând, datorită problemelor sociale complexe legate de suportabilitatea facturilor energetice. În ceea ce priveşte fondul locativ urban alimentat cu căldură, acesta este reprezentat de 83.800 blocuri de locuinţe, cu circa 3 milioane de apartamente şi 7 milioane de locatari, mulţi cu venituri modeste. Pierderile energetice mari de 40-50% reclamă reabilitarea termică de urgenţă a acestor clădiri. Procentual, numărul locuinţelor racordate la sisteme centralizate de încălzire urbană reprezintă 57,9% din totalul locuinţelor din mediul urban şi 30,7% din totalul locuinţelor.

Potrivit estimărilor Institutului Naţional de Statistică (INS), circa 45% din populaţia României (10,13 milioane locuitori) trăiesc în zonele rurale şi au ca ocupaţie de bază agricultura sau alte activităţi rurale. Deşi 98% din gospodării beneficiază de electricitate, numai 7% din acestea (0,27 din 3,81 milioane) sunt conectate la reţelele de distribuţie a gazelor naturale. Principalul combustibil pentru încălzire şi pregătirea hranei este biomasa (lemne, deşeuri lemnoase sau din agricultură), iar 98% din gospodării folosesc sobele pentru încălzire. Numai 2% dintre gospodării sunt dotate cu sisteme de încălzire centralizată. Chiar şi acestea din urmă folosesc la gătit, în mare măsură, sobele cu combustibilul solid (biomasă).

Gaze naturale

În anul 2006 consumul total de gaze naturale a fost de 17.264 milioane mc, din care 2.657 milioane mc au reprezentat consumul casnic (15,8%).

Pentru consumul curent s-au alocat din producţia internă 12.073 milioane mc, iar importul pentru consum a fost de 5.190 milioane mc (valorile cuprind şi cantităţile extrase din înmagazinare).

În luna martie 2007 numărul total de consumatori de gaze naturale a fost de 2.589.308, din care 2.462.566 consumatori casnici. Evoluţia producţiei naţionale de gaze naturale, a consumului naţional şi a importului sunt prezentate în figura 3.8.

Figura 3.8. Evoluţia consumului, producţiei interne şi a importului de gaze naturale

Ţiţei

Producţia de ţiţei a României s-a diminuat constant, conducând la creşterea importurilor. Evoluţia producţiei naţionale de ţiţei este prezentată în figura 3.9.

Figura 3.9. Evoluţia producţiei interne de ţiţei

Cărbune

În anul 2006 producţia de cărbune a României a fost de 35,1 milioane tone, din care 32,5 milioane tone lignit şi 2,6 milioane tone huilă. Această producţie a fost utilizată în proporţie de 99% pentru producerea de energie electrică şi termică, huila contribuind cu 7,2% din totalul producţiei de energie electrică, iar lignitul cu 32,2%, aceste ponderi fiind mai mari decât în anul 2005. Evoluţia producţiei naţionale de cărbune este prezentată în figura 3.10.

Figura 3.10. Evoluţia producţiei naţionale de cărbune

Minereu de uraniu

Producţia de minereu de uraniu s-a diminuat constant în ultimul deceniu, datorită închiderii de capacităţi de producţie pe considerentul nerentabilităţii economice sau al epuizării rezervelor geologice. Această producţie a fost procesată şi rafinată până la produsul intermediar octoxid de uraniu.

În figura 3.9 este prezentată evoluţia producţiei de minereu de uraniu în perioada 1997-2006.

Figura 3.9. Evoluţia producţiei de minereu de uraniu (tone)

3.3. Starea tehnică a instalaţiilor în anul 2007

Circa 80% din grupurile termoenergetice din România au fost instalate în perioada 1970-1980, în prezent depăşindu-şi practic durata de viaţă normată. Majoritatea capacităţilor termoenergetice nu sunt echipate cu instalaţii performante pentru reducerea poluării, drept urmare emisiile de NO(x) şi SO(2) se situează peste valorile maxime acceptate în UE. În ultimii 10 ani au fost modernizate/retehnologizate unele centralele termoelectrice reprezentând aproximativ 10% din puterea instalată.

În ceea ce priveşte grupurile hidroenergetice, 37% din totalul acestora au durata de funcţionare normată depăşită. În perioada 2000-2005 au fost reabilitate, prin retehnologizare şi modernizare, capacităţi de producţie a căror putere însumată este de 900 MW. Sporul de putere obţinut prin modernizarea acestor capacităţi este de 101,4 MW. Pentru perioada 2006-2020 programul de reabilitare a grupurilor hidroenergetice vizează retehnologizarea şi modernizarea unor capacităţi de producţie a căror putere instalată însumează 2.328 MW. Ca urmare a modernizărilor se va obţine un spor de putere de 69 MW şi o creştere a energiei produse într-un an hidrologic mediu de 416 GWh/an. Energia totală care poate fi produsă suplimentar de grupurile ce se vor retehnologiza în perioada 2006-2020 este estimată la 5.500 GWh.

Unitatea 1 de la CNE Cernavodă (707 MW) este în funcţiune din 1996 şi a realizat în ultimii ani un factor de utilizare mediu a puterii de aproape 90%, livrând anual circa 9-10% din producţia de energie electrică a României. Durata de viaţă proiectată a Unităţii 1 Cernavodă este de 30 ani. Au fost implementate programe corespunzătoare de management al deşeurilor radioactive şi al combustibilului nuclear ars, precum şi de prelungire a duratei de viaţă proiectate. În semestrul al II-lea al anului 2007, Unitatea nr. 2 Cernavodă începe exploatarea comercială, asigurând astfel dublarea producţiei naţionale de energie electrică de provenienţă nucleară.

Reţelele electrice de distribuţie (RED) sunt caracterizate printr-un grad avansat de uzură fizică (circa 65%) a liniilor electrice de joasă, medie şi înaltă tensiune (110 kV), a staţiilor de transformare şi a posturilor de transformare. La aceasta se adaugă uzura morală, 30% din instalaţii fiind echipate cu aparataj produs în anii '60. În perioada analizată, consumul propriu tehnologic în reţelele de distribuţie (inclusiv pierderile comerciale) a avut o uşoară scădere, atingând în anul 2004 valoarea medie anuală de 12,6%, comparativ cu media ţărilor din UE de 7,3%.

Investiţiile efectuate până în prezent în reţeaua electrică de transport (RET) au permis realizarea într-o primă etapă a unei noi şi moderne infrastructuri de conducere prin dispecer şi a infrastructurii necesare funcţionării pieţelor de electricitate (reţea naţională de fibră optică, noul sistem EMS-SCADA, sistemul de măsurare a cantităţilor de energie electrică tranzacţionate angro, platforme IT de tranzacţionare şi decontare). Este în curs de desfăşurare programul de modernizare a întregii reţele la nivelul celor mai înalte standarde europene cu lucrări de modernizare şi retehnologizare a staţiilor electrice cele mai importante din RET, precum şi de dezvoltare a capacităţii pe linii de interconexiune. Progresul tehnic realizat a permis aderarea în anul 2003 la Uniunea pentru Coordonarea Transportatorilor de Energie Electrică (UCTE) şi conectarea sincronă în 2004 a Sistemului Energetic Naţional (SEN) la sistemul UCTE, asigurând atât creşterea siguranţei în funcţionare a SEN, cât şi noi oportunităţi de comerţ transfrontalier cu energie electrică şi de integrare a României în piaţa regională de energie.

Sistemele centralizate de încălzire urbană se confruntă cu o uzură fizică şi morală accentuată a instalaţiilor şi echipamentelor, resurse financiare insuficiente pentru întreţinere, reabilitare şi modernizare, pierderi mari în transport şi distribuţie şi, nu în ultimul rând, cu o izolare termică necorespunzătoare a fondului locativ existent. Aceşti factori au condus la costuri mari de producţie şi distribuţie a energiei termice, scăderea calităţii serviciilor şi creşterea valorii facturii energetice pentru populaţie. Eficienţa acestor instalaţii a fost afectată şi de gradul mare de deconectare a consumatorilor în unele localităţi, astfel încât consumatorii rămaşi au fost puşi în situaţia de a plăti suplimentar pentru funcţionarea instalaţiilor într-un regim neeconomic, la sarcini reduse faţă de cele de proiect.

Circa 69% din lungimea totală a Sistemului Naţional de Transport al Gazelor Naturale are durata normată de funcţionare depăşită. Din totalul staţiilor de reglare şi măsurare, aproximativ 27% sunt în funcţiune de peste 25 ani.

Reţelele de distribuţie a gazelor naturale sunt caracterizate prin gradul ridicat de uzură a conductelor şi branşamentelor, circa 40% având durata normată de viaţă depăşită.

Capacitatea de înmagazinare subterană a gazelor naturale a cunoscut o dezvoltare permanentă. Faţă de anul 2000, când s-au înmagazinat 1.340 milioane mc, în anul 2006, în cele 8 depozite existente, a fost înmagazinată cantitatea de 3.775 milioane mc (din care volum util 2.988 milioane mc şi 787 milioane m3 stoc inactiv - perna de gaze).

Sistemul Naţional de Transport al Ţiţeiului prin Conducte are o capacitate de transport de circa 24 milioane tone/an. În anul 2005, capacitatea de transport a fost folosită în proporţie de 54%. Începând cu 1996, sistemul a intrat într-un amplu program de reabilitare şi modernizare.

În general, echipamentele din sectorul carbonifer sunt uzate moral şi nu mai sunt produse pe plan mondial. Menţinerea acestora în funcţiune necesită importante lucrări de reabilitare pentru înlocuirea componentelor uzate fizic şi de modernizare a componentelor uzate moral, în vederea creşterii performanţelor.

Cea mai mare parte a echipamentelor din sectorul extractiv de huilă sunt fabricate după licenţe din anii 1980, sunt uzate fizic, neperformante şi supuse riscului crescut privind producerea accidentelor miniere, ca urmare a insuficienţei mijloacelor de monitorizare, informatizare şi control al spaţiului exploatat.

În vederea modernizării şi reabilitării echipamentelor s-au efectuat sau sunt în curs investiţii pentru reabilitarea liniilor tehnologice (excavatoare, benzi, maşini de haldat) din carierele de lignit, achiziţionarea de complexe mecanizate (susţineri, combine şi transportoare) pentru minele de huilă, echipamente auxiliare, precum şi achiziţionarea de echipamente pentru monitorizare/control necesare proceselor de producţie.

Instalaţiile, echipamentele şi utilajele din activitatea de extracţie a uraniului sunt în mare parte uzate fizic şi moral şi în special neperformante. Din aceste considerente s-a început înlocuirea lor cu echipamente noi, performante, acolo unde au fost identificate soluţii tehnologice. Noile exploatări vor fi dotate cu echipamente şi tehnologii având la bază soluţii moderne, eficiente economic.

În cazul activităţii de preparare a minereurilor şi de rafinare a concentratelor tehnice, utilajele, echipamentele şi instalaţiile trebuie înlocuite, fiind uzate atât fizic, cât şi moral, în special pe linia tehnologică de preparare, care este principală consumatoare de energie şi reactivi. În plus, tehnologia existentă bazată pe atac alcalin are un randament scăzut de recuperare a uraniului la prelucrarea minereurilor.

3.4. Cadrul legislativ şi instituţional

Cadrul legislativ aferent sectorului energetic a fost îmbunătăţit în conformitate cu legislaţia comunitară în domeniu, din perspectiva aderării României la UE, dar şi a trecerii ţării noastre la o economie de piaţă funcţională. Sunt în vigoare legi ale energiei electrice, gazelor naturale, minelor, petrolului, activităţilor nucleare, serviciilor publice de gospodărire comunală şi utilizării eficiente a energiei, armonizate cu legislaţia UE.

Pe plan instituţional au fost înfiinţate autorităţi de reglementare în domeniul energiei electrice (ANRE) şi în domeniul gazelor naturale (ANRGN), autorităţi care au fuzionat în anul 2007. Domeniul energiei termice este reglementat de Autoritatea Naţională de Reglementare pentru Serviciile Comunitare de Utilităţi Publice (ANRSC). În domeniul utilizării eficiente a energiei, Agenţia Română pentru Conservarea Energiei (ARCE) a asigurat cadrul legislativ şi de reglementare secundară, precum şi implementarea unor programe de investiţii la nivel naţional în domeniu.

România a dezvoltat infrastructura necesară (organisme de reglementare şi control) pentru energetică nucleară, care respectă cerinţele standardelor Agenţiei Internaţionale de Energie Atomică de la Viena. Sistemul legislativ, de standarde şi norme adoptat în domeniul securităţii nucleare corespunde în totalitate politicilor şi reglementărilor în domeniu ale Uniunii Europene.

În privinţa managementului deşeurilor radioactive, prin Ordonanţa Guvernului nr. 11/2003, cu completările şi modificările ulterioare, a fost înfiinţată în subordinea Ministerului Economiei şi Finanţelor Agenţia Naţională pentru Deşeuri Radioactive (ANDRAD), ca autoritate naţională competentă în domeniul gospodăririi în siguranţă a combustibilului nuclear uzat şi a deşeurilor radioactive, inclusiv depozitarea finală a acestora.

Au fost elaborate şi promovate o serie de acte normative cu incidenţă asupra organizării şi funcţionării pieţei de energie şi a celei de gaze naturale şi se vor dezvolta în continuare mecanisme concurenţiale conform practicii de la nivelul pieţei interne a UE, scop în care va continua procesul de elaborare a legislaţiei secundare.

3.5. Protecţia mediului

Sectorul energetic reprezintă o sursă de poluare importantă, ca urmare a extracţiei, prelucrării şi arderii combustibililor fosili. În anul 2005, din arderea combustibilului pentru producerea de energie au rezultat circa 88% din emisiile totale la nivel naţional de NO(x), 90% din cele de SO(2) şi 72% din cantitatea de pulberi în suspensie evacuate în atmosferă.

În contextul aderării la UE, a fost transpusă în legislaţia românească şi este în curs de implementare Directiva 2001/80/CE privind instalaţiile mari de ardere. Au fost inventariate 174 de instalaţii mari de ardere, din care 78 trebuie să se alinieze cerinţelor din reglementările de mediu, eşalonat, până în anul 2017.

De asemenea, Directiva 1999/31/CE privind depozitarea deşeurilor a fost transpusă în legislaţia românească. În aceste condiţii, 20 de depozite de deşeuri (halde de zgură şi cenuşă din industria energetică care utilizează instalaţii pe bază de "hidrotransport") vor trebui retehnologizate în vederea conformării la cerinţele de mediu până în anul 2013.

Este cunoscut faptul că toate tipurile de instalaţii de ardere a combustibililor fosili produc emisii de CO(2), care reprezintă cauza principală a încălzirii globale. Pentru a menţine rolul important al combustibililor fosili în balanţa energetică, trebuie identificate şi aplicate soluţii care să reducă impactul folosirii acestor combustibili asupra mediului. În acest sens, soluţia de captare şi stocare a emisiilor de CO(2) (CSC) va trebui luată în considerare la proiectarea şi realizarea de noi centrale termoelectrice. Totodată, actualele tehnologii de ardere a cărbunelui vor trebui înlocuite cu tehnologii curate, atenuând în mod substanţial poluarea, prin reducerea considerabilă a emisiilor de SO(2) şi NO(x), precum şi a pulberilor în suspensie generate de centralele termice pe cărbune.

Managementul deşeurilor radioactive produse de Unitatea 1 Cernavodă pe durata de viaţă a acesteia se realizează în conformitate cu cerinţele standardelor Agenţiei Internaţionale pentru Energie Atomică şi ale practicilor internaţionale avansate. Combustibilul nuclear uzat este depozitat în siguranţă, pentru o perioadă de 50 ani, într-un depozit uscat (DICA), dezvoltat etapizat pe amplasamentul Cernavodă. Depozitul este realizat la nivelul standardelor internaţionale. Pentru depozitarea finală a combustibilului nuclear uzat se va construi un depozit geologic adecvat, în perioada 2040-2055. Deşeurile slab şi mediu active sunt stocate într-un depozit intermediar (DIDR), pentru depozitarea definitivă urmând a se realiza un depozit final în anul 2014.

Rapoartele anuale de mediu de la Unitatea 1 Cernavodă demonstrează inexistenţa vreunui impact asupra mediului ambiant, populaţiei şi a personalului de exploatare.

În ceea ce priveşte prepararea minereului şi rafinarea concentratului de uraniu, se va realiza încadrarea indicatorilor de calitate a apelor uzate industriale în NTPA 001/2002 până la sfârşitul anului 2010, prin realizare de staţii de epurare şi depozitare a sărurilor reziduale contaminate radioactiv în depozite uscate.

3.6. Pieţe de energie/serviciul public

UE a început procesul de liberalizare a pieţelor de electricitate în anul 1996 prin Directiva 96/92/CE şi a celei de gaze naturale prin Directiva 98/30/CE din 1998. Prin Regulamentul nr. 1.407/2002/CE s-au pus bazele funcţionării sectorului extractiv a huilei, în condiţiile pieţei libere după anul 2011.

În 2003 au fost adoptate două noi directive care înlocuiesc vechile directive şi accelerează procesul liberalizării şi formării unei pieţe interne europene de energie (Directiva 2003/54/CE pentru energie electrică şi Directiva 2003/55/CE pentru gaze naturale).

În România, crearea unor pieţe funcţionale de energie electrică şi gaze naturale a început în anul 1996 şi s-a bazat pe:

* restructurarea sectorului energetic, prin separarea activităţilor de producere, transport, distribuţie şi furnizare;

* crearea cadrului instituţional de reglementare a sectoarelor energiei electrice şi gazelor naturale;

* asigurarea accesului în regim reglementat la reţelele de transport şi distribuţie, corelat cu deschiderea progresivă a pieţelor de energie electrică şi gaze naturale, încurajând astfel concurenţa în activităţile de furnizare şi producere;

* emiterea legislaţiei secundare aferente (cod comercial al pieţei angro de energie electrică, coduri tehnice, contracte-cadru, standarde de performanţă etc.);

* transpunerea prevederilor Directivei 2003/54/CE privind normele comune pentru piaţa internă a energiei electrice şi ale Directivei 2003/55/CE privind regulile comune ale pieţei interne a gazului natural şi aplicarea Regulamentului nr. 1.407/2002/CE privind funcţionarea producătorilor de huilă pe piaţa liberă a UE.

Piaţa de energie electrică

România a optat pentru modelul de piaţă descentralizată de energie electrică, în care participanţii sunt liberi să încheie tranzacţii de vânzare-cumpărare a energiei electrice.

Piaţa de energie electrică se compune din două secţiuni:

* piaţa angro, în care energia electrică este cumpărată în vederea revânzării, iar tranzacţiile se desfăşoară între producători şi furnizori licenţiaţi;

* piaţa cu amănuntul, în care energia electrică este cumpărată în vederea consumului propriu, iar tranzacţiile se desfăşoară între furnizori şi consumatorii de energie.

Reglementarea activităţilor cu caracter de monopol natural (transport şi distribuţie) s-a realizat pe principii de transparenţă, acces nediscriminatoriu la reţea şi recunoaştere a costurilor justificate. Începând din anul 2005, tarifele reglementate pentru utilizarea reţelelor se calculează pe baza metodologiilor de tip plafon.

Deschiderea pieţei de energie electrică a început în anul 2000, iar din anul 2005 toţi consumatorii, cu excepţia celor casnici, au devenit eligibili, ceea ce corespunde unui grad de deschidere a pieţei de energie electrică de 83,5%. Liberalizarea integrală a pieţei de energie electrică, inclusiv pentru consumatorii casnici, a avut loc la data de 1 iulie 2007.

Piaţa angro de energie electrică s-a extins şi perfecţionat prin introducerea în 2005 a 4 noi platforme de tranzacţionare:

* Piaţa pentru ziua următoare, organizată şi administrată de operatorul pieţei angro de energie electrică, S.C. "Opcom" - S.A.;

* Piaţa de echilibrare, organizată şi administrată de "Transelectrica";

* Piaţa centralizata a contractelor bilaterale, organizată şi administrată de S.C. "Opcom" - S.A.;

* Piaţa centralizată a certificatelor verzi, organizată şi administrată de S.C. "Opcom" - S.A.

S.C. "Opcom" - S.A. acţionează ca operator de decontare pentru pieţele centralizate (Piaţa pentru ziua următoare, Piaţa de echilibrare, Piaţa centralizată a certificatelor verzi).

S.C. "Opcom" - S.A. a pus în funcţiune în anul 2007 Piaţa centralizată pentru contracte bilaterale de energie electrică cu negociere continuă (forward), ca prim pas în dezvoltarea de produse financiare asociate energiei.

Acest model de piaţă este adoptat de toate ţările europene dezvoltate. În anul 2007, România este singura ţară din regiune organizatoare a unei pieţe pentru ziua următoare şi a unei pieţe funcţionale de echilibrare. Astfel, pe lângă tranzacţionarea prin contracte, participanţii la piaţa angro de energie electrică au posibilitatea participării voluntare la o piaţă fizică de energie organizată pe termen scurt, cu o zi înaintea zilei de dispecerizare (Piaţa pentru ziua următoare), operată de S.C. "Opcom" - S.A. Piaţa de echilibrare are ca principal scop compensarea abaterilor de la valorile programate ale producţiei şi consumului de energie electrică, fiind obligatorie tuturor capacităţilor de producţie disponibile. Piaţa centralizată şi piaţa de tip forward a contractelor bilaterale asigură transparenţa contractării bilaterale, venind totodată în întâmpinarea recomandărilor Comisiei Europene, Consiliului European al Reglementatorilor Europeni şi Băncii Mondiale pentru înfiinţarea unei burse regionale de contracte.

Susţinerea producţiei de energie electrică din surse regenerabile se realizează prin certificatele verzi tranzacţionate pe Piaţa concurenţială de certificate verzi şi cote obligatorii pentru furnizori. Fiecare furnizor este obligat să achiziţioneze anual o cantitate de certificate verzi, proporţională cu cantitatea de energie electrică vândută consumatorilor de către respectivul furnizor. Tranzacţiile cu certificate verzi se pot desfăşura în cadrul pieţei centralizate operate de S.C. "Opcom" - S.A. sau prin contracte bilaterale. S.C. "Opcom" - S.A. administrează Piaţa de certificate verzi centralizată/bilaterală şi Registrul certificatelor verzi.

Piaţa de gaze naturale

Piaţa internă a gazelor naturale este formată din:

* segmentul concurenţial, care cuprinde comercializarea gazelor naturale între furnizori şi între furnizori şi consumatorii eligibili. În segmentul concurenţial preţurile se formează liber, pe baza cererii şi a ofertei;

* segmentul reglementat, care cuprinde activităţile cu caracter de monopol natural şi furnizarea la preţ reglementat, în baza contractelor-cadru. În segmentul reglementat al pieţei, sistemele de preţuri şi tarife se stabilesc de ANRE, pe baza metodologiilor proprii.

Activităţile aferente segmentului reglementat cuprind: furnizarea gazelor naturale la preţ reglementat şi în baza contractelor-cadru către consumatori, administrarea contractelor comerciale şi de echilibrare contractuală a pieţei interne, transportul gazelor naturale, înmagazinarea subterană a gazelor naturale, distribuţia gazelor naturale, tranzitul gazelor naturale - cu excepţia tranzitului desfăşurat prin conducte magistrale dedicate (tranzitul prin conductele magistrale dedicate se supune regimului stabilit prin acordurile internaţionale în baza cărora acestea au fost realizate).

În vederea asigurării unui cadru organizat privind alocarea în regim echitabil şi nediscriminatoriu a gazelor naturale din producţia internă şi din import, a fost înfiinţat şi funcţionează operatorul de piaţă, organizat în cadrul Dispeceratului Naţional de Gaze Naturale Bucureşti, din structura "Transgaz" - S.A. Mediaş.

Piaţa gazelor naturale din România a fost deschisă gradual începând cu anul 2001, când gradul iniţial de deschidere a pieţei interne a fost de 10% din consumul total aferent anului 2000, ajungându-se în anul 2006 la un grad de deschidere a pieţei de gaze naturale de 75% (începând cu 1 iulie 2006). Procesul de liberalizare a pieţei de gaze naturale din România a continuat, la 1 ianuarie 2007 gradul de deschidere al pieţei fiind de 100% pentru consumatorii industriali. Pentru consumatorii rezidenţiali piaţa de gaze naturale a fost liberalizată la 1 iulie 2007, în prezent gradul de deschidere al pieţei naţionale de gaze naturale fiind de 100%, conform prevederilor

Directivei 2003/55/CE

.

În vederea asigurării necesarului de consum al tuturor categoriilor de consumatori şi eliminării disfuncţionalităţilor apărute în piaţa internă de gaze naturale în iarna 2005-2006 (ca urmare a temperaturilor scăzute şi a reducerii cantităţilor de gaze naturale din import în lunile ianuarie şi februarie 2006), a fost elaborat proiectul de lege care transpune Directiva 2004/67/CE privind măsurile de garantare a securităţii aprovizionării cu gaze naturale. Consumatorul întreruptibil contribuie decisiv la menţinerea funcţionării în deplină siguranţă a Sistemului naţional de transport gaze naturale şi a sistemelor de distribuţie, prin acceptarea de către acesta a reducerii consumului, până la oprire, în conformitate cu prevederile Directivei 2004/67/CE , în scopul asigurării protecţiei aprovizionării consumatorilor casnici.

Piaţa cărbunelui

Date fiind caracteristicile cărbunelui extras în România (huilă energetică cu putere calorifică de 3.650 kcal/kg şi lignit cu putere calorifică între 1.650 şi 1.950 kcal/kg), utilizarea acestuia din urmă se poate realiza numai în termocentrale echipate pentru acest tip de combustibil şi situate cât mai aproape de furnizorii de lignit.

Oferta de cărbune la nivelul actualilor producători din România este de 33-34 milioane tone, cu circa 5 milioane tone mai mică decât cererea estimată la nivelul anilor 2010-2020

Asigurarea cererii pentru lignit la nivelul anilor 2013-2020 şi după este condiţionată de punerea în valoare a perimetrelor existente, precum şi de cercetare pentru punerea în evidenţă şi valorificarea unor noi perimetre. Totodată, procedurile de expropriere pentru cauză de utilitate publică trebuie îmbunătăţite în scopul eficientizării exploatărilor de suprafaţă a lignitului.

Piaţa uraniului

Resursele de minereu de uraniu de care dispune România prezintă un interes deosebit pentru economia naţională, având în vedere funcţionarea Unităţii 1 Cernavodă, punerea în funcţiune a Unităţii 2 Cernavodă în anul 2007 şi dezvoltarea viitoare a programului de energetică nucleară, motiv pentru care activitatea de exploatare şi preparare a minereurilor de uraniu şi de rafinare a concentratelor tehnice este de interes strategic. Din minereul de uraniu se obţine pulberea sinterizabilă de dioxid de uraniu, care se utilizează pentru fabricarea în România a combustibilului nuclear destinat unităţilor nuclearoelectrice de la Cernavodă.

România nu are o piaţă a uraniului, unicul furnizor fiind Compania Naţională a Uraniului. Preţul uraniului folosit la fabricarea combustibilului nuclear pentru CNE Cernavodă este negociat între furnizor şi utilizator, respectiv Societatea Naţională "Nuclearelectrica" - S.A.

În vederea asigurării materiei prime pentru fabricarea combustibilului nuclear necesar funcţionării celor două unităţi nuclearoelectrice, precum şi a funcţionării în perspectivă a unităţilor 3 şi 4 este obligatorie şi urgentă parcurgerea concomitentă a următoarelor două direcţii: asumarea riscului deschiderii unei noi capacităţi naţionale de producţie şi, respectiv, asigurarea cadrului legislativ necesar şi participarea pe plan mondial la concesionări de zăcăminte uranifere în vederea exploatării acestora sau la importul de minereu uranifer sau de concentrate tehnice. La nivel mondial există o piaţă dezvoltată a uraniului, cu un grad ridicat de stabilitate. La această stabilitate contribuie şi existenţa unor rezerve semnificative de uraniu în zone geografice lipsite de conflicte.

3.7. Preţuri şi tarife pentru energie - efecte economice şi sociale

Energie electrică

La energia electrică, sistemul de preţuri şi tarife a evoluat de la sistemul tarifar unic reglementat pentru consumatorii finali la un sistem cu preţuri pe activităţi şi servicii, capabil să răspundă noii structuri liberalizate a sectorului.

Pe piaţa liberalizată se utilizează preţuri care se stabilesc prin mecanisme concurenţiale, inclusiv pentru dezechilibrele dintre cantităţile contractate şi cele efectiv consumate, precum şi tarife reglementate pentru serviciile de reţea (transport şi distribuţie) şi serviciile de sistem.

Preţul energiei electrice a avut o evoluţie crescătoare, datorită necesităţii practicării unor preţuri care să reflecte costurile raţional justificabile, creşterii preţurilor la combustibili pe plan internaţional, creşterii volumului de investiţii în reţele, precum şi eliminării progresive a subvenţiilor directe şi încrucişate. Astfel, preţurile electricităţii s-au apropiat de valorile medii înregistrate în UE, dar sunt în continuare mai mici decât acestea.

La sfârşitul anului 2006, preţul mediu al energiei electrice livrate consumatorilor casnici cu un consum de 1.200 kWh/an (consumatorul casnic mediu în România) a fost de 0,1029 euro/kWh, comparativ cu 0,1637 euro/kWh, media UE 25. A fost menţinut tariful social destinat consumatorilor cu consum redus şi îmbunătăţit astfel încât să beneficieze de el doar populaţia defavorizată. Consumatorii din această categorie au plătit 0,0499 euro/kWh în 2006. Valorile prezentate includ TVA.

Preţul energiei electrice livrate consumatorilor industriali a variat în funcţie de mărimea consumului, situându-se însă practic în toate cazurile sub valoarea medie din UE 25. Astfel, un consumator cu un consum anual de 1.250 MWh şi o putere maximă de 500 kW a plătit 0,0853 euro/KWh, faţă de 0,0935 euro/kWh, media UE 25. Un consumator industrial cu un consum anual de 24.000 MWh şi o putere maximă de 4 MW a plătit 0,0643 euro/kWh, comparativ cu 0,0732 euro/kWh, valoarea medie din UE 25 pentru aceeaşi categorie de consumatori. Aceste valori nu includ TVA.

Gaze naturale

Preţul gazelor naturale din import a cunoscut o creştere accentuată începând cu anul 2005. Valorile atinse în anul 2007 de aceste preţuri sunt mult mai mari decât estimările avute în vedere la încheierea negocierilor de aderare din cadrul cap. 14 "Energie" şi la stabilirea calendarului de aliniere a preţului gazelor naturale din producţia internă la valorile din pieţele internaţionale. Alinierea preţurilor se va realiza treptat, ţinând cont de creşterea puterii de cumpărare a populaţiei şi de impactul general al preţurilor la gazele naturale asupra economiei naţionale, asupra preţurilor altor utilităţi şi asupra indicatorilor macroeconomici.

În conformitate cu cerinţele de armonizare la legislaţia, procedurile comunitare şi cadrul economic general specific Uniunii Europene, un obiectiv important îl reprezintă stabilirea preţurilor finale de furnizare a gazelor naturale la consumatorii care nu-şi exercită eligibilitatea, în condiţii de eficienţă economică, respectiv de recuperare a costurilor rezultate prin desfăşurarea activităţilor de producţie, înmagazinare, transport, distribuţie şi furnizare.

Necesitatea implementării unui nou sistem de tarifare a gazelor naturale a fost prevăzută în acordurile încheiate de Guvernul României cu instituţiile financiare internaţionale şi a fost făcută publică încă din decembrie 2003, când ANRGN a emis metodologia de calcul al preţurilor şi tarifelor reglementate în sectorul gazelor naturale. În vederea eliminării subvenţiei încrucişate între categoriile de consumatori, ANRGN a implementat în perioada 2004-2005 un nou sistem de tarife de distribuţie şi preţuri finale reglementate, diferenţiate pe fiecare operator de distribuţie a gazelor naturale, titular al licenţei de furnizare, şi pe categorii de consumatori, care să reflecte costurile corespunzătoare furnizării gazelor naturale pentru fiecare categorie în parte.

Fundamentarea preţurilor şi a tarifelor reglementate are la bază recunoaşterea costurilor justificate şi efectuate în mod prudent de operatorii de distribuţie a gazelor naturale. Astfel, preţurile finale reglementate la care se realizează furnizarea reglementată a gazelor naturale acoperă toate costurile efectuate pentru asigurarea cu gaze naturale a consumatorului final.

În scopul de a beneficia în mod nediscriminatoriu de gazele naturale din producţia internă, toţi consumatorii sunt obligaţi să achiziţioneze gaze naturale din import într-un procent stabilit faţă de consumul total de gaze naturale. Proporţia gazelor din producţia internă şi a celor din import este stabilită lunar de către operatorul de piaţă. Calculul preţului mediu ponderat al gazelor naturale achiziţionate din import se efectuează de către ANRE.

Ţiţei şi produse petroliere

În conformitate cu legislaţia în vigoare, preţurile ţiţeiului şi produselor petroliere se formează liber, pe baza raportului dintre cererea şi oferta de pe piaţa naţională, respectiv de pe piaţa internaţională. Tarifele de transport din sistemul naţional de transport al ţiţeiului se stabilesc de autoritatea competentă - Agenţia Naţională pentru Resurse Minerale (ANRM).

Conjunctura nefavorabilă de pe piaţa mondială a ţiţeiului, caracterizată de scăderea accentuată a producţiei şi a stocurilor, în special pe piaţa americană şi asiatică, a condus la creşterea fără precedent a cotaţiilor acestuia pe pieţele bursiere, înregistrându-se preţuri de 60Ţ70 USD/baril începând cu anul 2005. Creşterea preţului mondial al ţiţeiului a condus la majorarea continuă a preţurilor produselor petroliere şi, implicit, la creşterea în lanţ a costurilor în economie.

În preţul intern al ţiţeiului şi al produselor petroliere sunt incluse o serie de elemente de fiscalitate, definite în valută (euro sau USD). În mod firesc, datorită evoluţiei cursului valutar, aceste elemente sunt redimensionate la sfârşitul fiecărei luni pentru luna următoare, ceea ce atrage după sine necesitatea recalculării preţurilor produselor respective (elementele de fiscalitate reprezintă circa 70% din preţul final al produselor petroliere).

Preţul produselor petroliere este determinat de costul ţiţeiului supus prelucrării, a cărui pondere este de până la 80% din costurile totale, iar orice variaţie implică modificarea corespunzătoare a costurilor şi, implicit, a preţurilor.

Ţiţeiul este un produs cotat la bursă, pe o piaţă mondială. Pe piaţa produselor petroliere există un climat concurenţial, în curs de consolidare, modificarea şi varietatea preţurilor practicate pe piaţă fiind un element pozitiv în dezvoltarea pieţei libere. Preţurile la carburanţi se fixează liber, dar şi ţinându-se seama de evoluţia preţurilor externe şi de puterea de cumpărare de pe piaţa internă, avându-se în vedere politici echilibrate de preţuri la carburanţi.

Cărbune

Preţul cărbunelui în prezent se fixează liber, prin negocieri directe între producător şi beneficiar.

Pentru huilă preţul este mai mic decât costul de producţie, diferenţa fiind acoperită prin ajutor de stat în condiţiile Regulamentului nr. 1.407/2002 al UE.

Pentru dezvoltarea producţiei de cărbune în condiţiile actuale este utilă promovarea contractelor pe termen lung între furnizori şi termocentrale sau alţi beneficiari, pe baza unor formule de stabilire a preţurilor în funcţie de cotaţiile bursiere ale altor purtători similari de energie primară, care să fundamenteze pe baze reale rezultatele studiilor de fezabilitate (planurilor de afaceri) din sectorul minier.

Conform studiilor de prognoză, elaborate la nivel mondial (CME) până în anul 2030, pe toate pieţele lumii se estimează o evoluţie uşor crescătoare a preţului la cărbune, faţă de creşteri substanţiale la celelalte resurse energetice (ţiţei şi gaze naturale). Prognozele confirmă faptul că această resursă energetică, pe lângă durata mare de asigurare, prezintă o garanţie a susţinerii necesarului de energie în viitor, la preţuri competitive cu preţul altor resurse purtătoare de energie primară.

Minereu de uraniu

Evoluţia recentă a preţului uraniului pe piaţa spot, în condiţiile în care prognozele internaţionale pe termen mediu şi lung arată o tendinţă ascendentă a acestuia, determină ca principală preocupare asigurarea de surse alternative pentru fabricarea pulberii sinterizabile de dioxid de uraniu şi deschiderea unei noi capacităţi de producţie, precum şi reanalizarea resurselor geologice interne în vederea creşterii gradului lor de cunoaştere şi atragerii acestora în exploatare.

Energie termică

Preţul energiei termice furnizate populaţiei din sistemele centralizate de alimentare cu căldură este integral reglementat prin sistemul de preţuri locale de referinţă (PLR). Costurile locale de producere, distribuţie şi furnizare a energiei termice în sistem au fost în anul 2005 de 160-230 RON/Gcal, diferenţa faţă de PLR fiind subvenţionată de la bugetul de stat (până în anul 2007) şi bugetele locale.

Subvenţionarea consumatorilor de energie termică a reprezentat o metodă de asigurare a protecţiei sociale şi de menţinere în funcţiune a unor producători ineficienţi, dar cu rol social important.

Pentru energia termică produsă în cogenerare se aplică scheme de sprijin, astfel încât să fie asigurată viabilitatea producătorilor respectivi pe piaţa concurenţială de energie electrică.

3.8. Analiza situaţiei actuale a sectorului energetic

Analiza SWOT a situaţiei actuale a sectorului energetic evidenţiază:

Avantaje competitive

* Tradiţie îndelungată în industria energetică, beneficiind de experienţă atât în industria de petrol şi gaze, cât şi în cea de producere a energiei electrice şi termice

* Resurse energetice naţionale, îndeosebi cărbune, dar şi rezerve de petrol şi gaze naturale

* Infrastructură complexă şi diversificată: reţele naţionale de transport energie electrică, gaze naturale, ţiţei, produse petroliere, capacităţi de rafinare, de transport maritim şi capacităţi portuare importante la Marea Neagră

* Structură diversificată şi echilibrată a producţiei de energie electrică

* Program de energetică nucleară în derulare, perceput pozitiv de opinia publică, bazat pe o tehnologie sigură, recunoscută pe plan mondial

* Expertiză tehnică şi resurse umane calificate pentru activităţile din sectorul energetic

* Cadru instituţional şi legislativ adaptat la principiile pieţei interne din Uniunea Europeană

* Potenţial moderat de resurse regenerabile exploatabile, susţinut de o piaţă funcţională de certificate verzi

* Lipsa dificultăţilor în respectarea angajamentelor asumate prin Protocolul de la Kyoto

* Capacitatea relativ ridicată de interconectare a sistemelor de transport al energiei electrice şi al gazelor naturale cu sistemele similare ale ţărilor vecine

* Potenţial de resurse de lignit cu un grad ridicat de cunoaştere concentrat pe o suprafaţă relativ redusă, de circa 250 kmý, în care operează 19 cariere de mare capacitate

* Potenţial de resurse de huilă energetică pus în valoare prin 7 mine subterane

* Calitatea infrastructurii de transport, dispecerizarea energiei electrice

* Operator al pieţei angro de energie electrică cu experienţă, capabil să devină operator al pieţei regionale

* Liberalizarea totală a pieţelor de energie electrică şi gaze naturale

Deficienţe ale sistemului

* O serie de instalaţii de producere, transport şi distribuţie a energiei sunt parţial învechite şi depăşite tehnologic, cu consumuri şi costuri de exploatare mari

* Instalaţii şi echipamente utilizate pentru exploatarea lignitului uzate moral şi fizic, cu costuri mari de exploatare şi performanţe scăzute

* Lipsa echipamentelor pentru implementarea tehnologiilor performante în sectorul de extracţie al huilei

* O dependenţă crescândă la importul gazelor naturale, existând pentru moment o singură sursă

* Durată de funcţionare depăşită pentru 69% din conductele de transport al gazelor naturale şi aproximativ 27% din staţiile de reglare măsurare

* Nivelul scăzut al surselor de finanţare comparativ cu necesităţile de investiţii în infrastructura Sistemului naţional de transport gaze naturale (SNT)

* Structură neomogenă din punctul de vedere al presiunii şi diametrelor SNT, fapt care conduce la probleme mari privind asigurarea presiunilor la extremităţile sistemului

* Eficienţa energetică redusă pe lanţul producţie - transport distribuţie - consumator final de energie

* Lipsa unor măsuri financiare de susţinere a proiectelor şi programelor de creştere a eficienţei energetice şi de utilizare a surselor regenerabile de energie

* Organizarea sectorului de producere a energiei electrice pe filiere tehnologice monocombustibil

* Performanţe sub potenţial ale unor companii miniere şi energetice cu capital de stat

* Existenţa unor distorsionări ale preţurilor la consumatorii finali

* Capacitate redusă de cercetare-dezvoltare-diseminare în sectorul energetic şi sectorul minier

* Lipsa unor măsuri clare privind modernizarea sistemelor de alimentare cu energie termică din sisteme centralizate, în condiţiile opţiunilor crescânde ale populaţiei pentru încălzirea individuală a locuinţelor în mediul urban

* Cea mai mare parte din unităţile de producere energie electrică nu respectă normele de emisii pentru anumiţi poluanţi în aer din Uniunea Europeană. Alinierea la aceste cerinţe necesită fonduri importante şi se realizează treptat, conform calendarului de conformare negociat

* Efort financiar major pentru conformarea cu reglementările de mediu şi pentru dezafectarea unităţilor termoenergetice şi nucleare, ecologizarea terenurilor eliberate de instalaţii, precum şi pentru depozitarea definitivă a combustibilului nuclear uzat şi a deşeurilor radioactive

* Politici necoerente de punere în valoare a noi perimetre pentru exploatarea lignitului

* Neangajarea desfacerii producţiei de cărbune pe termen mediu şi lung pe baza unor contracte care să garanteze cantităţile şi preţurile

* Timpul relativ mare pentru dezvoltarea de noi capacităţi de producţie a cărbunelui şi uraniului.

Oportunităţi

* Poziţie geografică favorabilă pentru a participa activ la dezvoltarea proiectelor de magistrale paneuropene de petrol şi gaze naturale

* Existenţa pieţelor fizice de energie, precum şi acces la pieţe regionale de energie electrică şi gaze naturale cu oportunităţi de realizare a serviciilor de sistem la nivel regional

* Capacitate disponibilă totală a Sistemului naţional de transport gaze naturale, ce poate asigura preluarea solicitărilor utilizatorilor

* Climat investiţional atractiv atât pentru investitorii străini, cât şi pentru cei autohtoni, inclusiv în procesul de privatizare a diferitelor companii aflate în prezent în proprietatea statului

* Creşterea încrederii în funcţionarea pieţei de capital din România, ceea ce permite listarea cu succes la bursă a companiilor energetice

* Oportunităţi crescute de investiţii în domeniul eficienţei energetice şi al resurselor energetice regenerabile neutilizate

* Accesarea fondurilor structurale ale Uniunii Europene pentru proiecte în domeniul energiei

* Existenţa unui important sector hidroenergetic capabil să furnizeze volumul necesar de servicii tehnologice de sistem

* Existenţa experienţei îndelungate în minerit şi a unei infrastructuri importante pentru exploatarea resurselor energetice primare interne de cărbune şi uraniu

* Existenţa unor noi perimetre cu rezerve considerabile de lignit.

Riscuri şi vulnerabilităţi

* Rezerve economic exploatabile de ţiţei, gaze naturale şi uraniu, limitate la valorile prezentate în cap. 3, în condiţiile în care nu vor fi descoperite noi zăcăminte importante

* Volatilitatea preţurilor la hidrocarburi pe pieţele internaţionale

* Tendinţa de schimbare a caracteristicilor climatice şi instabilitatea regimului hidrologic

* Posibilitatea apariţiei unor efecte negative asupra concurenţei în sectorul energetic la nivel european, datorită tendinţelor de concentrare din industria energetică

* Un ritm ridicat de creştere a cererii de energie în contextul relansării economice

* Existenţa de arierate la nivelul unor companii din sector

* Ponderea semnificativă a populaţiei care prezintă un grad de vulnerabilitate ridicat, în condiţiile practicării unor preţuri la energie apropriate de nivelul mediu european

* Lipsa unor instrumente fiscale eficiente pentru susţinerea programelor de investiţii în eficienţă energetică, dezvoltarea cogenerării pe baza cererii de căldură utilă, utilizarea resurselor regenerabile pentru producerea energiei termice şi dezvoltarea serviciilor energetice

* Posibila blocare a activităţii de exploatare a huilei ca urmare a acumulării de datorii istorice

* Posibila blocare a activităţii de exploatare a lignitului ca urmare a lipsei unei reglementări specifice care să asigure valorificarea în interes de utilitate publică a rezervelor de lignit cu o dreaptă şi justă despăgubire a deţinătorilor de terenuri, necesare desfăşurării activităţii

* Selecţia, reţinerea şi motivarea în condiţii de piaţă liberă a capitalului uman necesar implementării strategiei şi operării în siguranţă a sistemului energetic naţional

* Modificările semnificative ale nivelului apei în Dunăre datorită schimbărilor climatice, care pot conduce la neasigurarea apei de răcire la amplasamentul Cernavodă pentru funcţionarea în siguranţă a două unităţi nuclearoelectrice

* Costuri mari de exploatare a minereurilor de uraniu datorită variaţiei parametrilor mineralizaţiei şi a discontinuităţii acesteia

* Opoziţia autorităţilor publice locale şi a autorităţilor teritoriale cu privire la acceptarea deschiderii de noi capacităţi de producţie în domeniul exploatării minereurilor de uraniu

* Posibila creştere accentuată a preţului mondial la uraniu

* Posibila schimbare a atitudinii publicului faţă de construcţia de noi centrale nucleare şi de depozite de deşeuri radioactive

* Dificultăţi în asigurarea serviciilor tehnologice de sistem în perioadele secetoase

* Costuri suplimentare generate de aplicarea prevederilor Directivei 2003/87/CE privind stabilirea unei scheme de comercializare a emisiilor de gaze cu efect de seră

* Capacitatea redusă de a face faţă unor acţiuni teroriste îndreptate asupra unităţilor producătoare de energie şi a sistemelor de transport (conducte de ţiţei, conducte pentru gaze naturale, reţele electrice).

Capitolul 4

Obiectivele dezvoltării sectorului energetic şi măsurile preconizate pentru atingerea acestora

4.1. Obiectivele prioritare ale dezvoltării sectorului energetic românesc

Sectorul energetic trebuie să fie un sector dinamic, care să susţină activ dezvoltarea economică a ţării şi reducerea decalajelor faţă de Uniunea Europeană.

În acest sens, obiectivul general al strategiei sectorului energetic îl constituie satisfacerea necesarului de energie atât în prezent, cât şi pe termen mediu şi lung, la un preţ cât mai scăzut, adecvat unei economii moderne de piaţă şi unui standard de viaţă civilizat, în condiţii de calitate, siguranţă în alimentare, cu respectarea principiilor dezvoltării durabile.

4.2. Direcţii de acţiune

Direcţiile de acţiune ale strategiei energetice a României, convergente cu cele ale politicii energetice a Uniunii Europene, sunt:

* creşterea siguranţei în alimentarea cu energie atât din punctul de vedere al mixului de combustibili, cât şi al infrastructurii de reţea;

* alegerea unui mix de energie echilibrat, cu accent pe utilizarea cărbunelui, energiei nucleare şi a resurselor energetice regenerabile, inclusiv prin utilizarea potenţialului hidroeconomic amenajabil, ce este în prezent încă neexploatat, care să confere sectorului energetic competitivitate şi securitate în aprovizionare;

* asigurarea necesarului de cărbune şi uraniu în principal din producţie internă şi diversificarea resurselor de aprovizionare cu uraniu, prin combinarea exploatării raţionale a resurselor naţionale cu importul de uraniu şi/sau concesionarea de zăcăminte uranifere în afara României, în vederea exploatării acestora;

* gestionarea eficientă şi exploatarea raţională în condiţii de securitate a resurselor energetice primare epuizabile din România şi menţinerea la un nivel acceptabil, pe baze economice, a importului de resurse energetice primare (dependenţă limitată/controlată);

* îmbunătăţirea competitivităţii pieţelor de energie electrică şi gaze naturale, corelarea acestora şi participarea activă la formarea pieţei interne de energie a Uniunii Europene şi la dezvoltarea schimburilor transfrontaliere, cu luarea în considerare a intereselor consumatorilor din România şi ale companiilor româneşti;

* creşterea eficienţei energetice pe tot lanţul resurse, producere, transport, distribuţie, consum;

* promovarea utilizării resurselor energetice regenerabile, în conformitate cu practicile din Uniunea Europeană;

* asigurarea investiţiilor pentru dezvoltarea sectorului energetic, inclusiv prin atragerea de capital privat;

* creşterea capacităţii de inovaţie şi dezvoltare tehnologică;

* realizarea obiectivelor de protecţie a mediului şi reducere a emisiilor de gaze cu efect de seră;

* participarea proactivă la eforturile Uniunii Europene de formulare a unei strategii energetice pentru Europa, cu urmărirea şi promovarea intereselor României.

Având în vedere aceste direcţii principale de acţiune, obiectivele prioritare ale dezvoltării sectorului energetic din România sunt următoarele:

Securitatea aprovizionării

* menţinerea unui echilibru între importul de resurse energetice primare şi utilizarea raţională şi eficientă a rezervelor naţionale pe baze economice şi comerciale;

* diversificarea şi consolidarea, în cadrul stabilit la nivel european, a relaţiilor de colaborare cu ţările producătoare de hidrocarburi, precum şi cu cele de tranzit;

* diversificarea surselor de aprovizionare şi dezvoltarea rutelor de transport alternative;

* încheierea de contracte pe termen lung pentru gaze naturale din import pentru a diminua riscurile de întrerupere a furnizării, cu respectarea regulilor concurenţiale;

* încheierea de contracte pe termen lung pentru furnizorii interni de cărbune care să le asigure acces la pieţele financiare, cu respectarea regulilor concurenţiale;

* stimularea investiţiilor în domeniul exploatării rezervelor de gaze naturale, prin încurajarea identificării de noi câmpuri şi valorificarea maximă a potenţialului;

* punerea în valoare de noi perimetre pentru exploatarea lignitului şi a uraniului;

* creşterea nivelului de adecvanţă a reţelei de transport prin dezvoltare şi modernizare în concept de reţea inteligentă (smart grid) şi cu respectarea cerinţelor UCTE/ ETSO;

* abordarea, în comun cu statele membre ale UE, a problemelor referitoare la protecţia infrastructurii critice din sistemul energetic în lupta împotriva terorismului.

Dezvoltare durabilă

* promovarea producerii energiei din surse regenerabile, astfel încât ponderea energiei electrice produse din aceste surse în totalul consumului brut de energie electrică să fie de 33% în anul 2010, 35% în anul 2015 şi 38% în anul 2020. Din consumul intern brut de energie, 11% va fi asigurat din surse regenerabile în anul 2010;

* stimularea investiţiilor în îmbunătăţirea eficienţei energetice pe întregul lanţ resurse-producţie-transport-distribuţie-consum;

* promovarea utilizării biocombustibililor lichizi, biogazului şi a energiei geotermale;

* susţinerea activităţilor de cercetare-dezvoltare şi diseminare a rezultatelor cercetărilor aplicabile în domeniul energetic;

* reducerea impactului negativ al sectorului energetic asupra mediului înconjurător prin utilizarea tehnologiilor curate.

Competitivitate

* continuarea dezvoltării şi perfecţionarea mecanismelor pieţelor concurenţiale pentru energie electrică, gaze naturale, petrol, uraniu, certificate verzi, certificate de emisii de gaze cu efect de seră şi servicii energetice;

* extinderea activităţii operatorului pieţei angro de energie electrică din România - "Opcom" la nivel regional şi participarea activă la realizarea pieţei regionale de energie şi a pieţei unice europene;

* liberalizarea tranzitului de energie în condiţii tehnice controlate de siguranţă în alimentare şi asigurarea accesului permanent şi nediscriminatoriu la reţelele de transport şi interconexiunile internaţionale; creşterea capacităţii de interconexiune a reţelelor de energie electrică, de la circa 10% în prezent la 15-20% la orizontul anului 2020;

* continuarea procesului de restructurare, de creştere a profitabilităţii şi de privatizare în sectorul energetic (privatizarea se va realiza atât cu investitori strategici, cât şi prin listarea pe piaţa de capital);

* continuarea procesului de restructurare a sectorului de lignit în vederea creşterii profitabilităţii şi accesului pe piaţa de capital;

* menţinerea accesului la rezervele de huilă, în vederea asigurării securităţii energetice, în condiţii economice adecvate.

4.3. Prognoza producţiei şi cererii de energie

Scenariul de referinţă pentru prognoza cererii de energie în perioada 2007-2020 are în vedere prognoza evoluţiei principalilor indicatori macroeconomici în perioada 2007-2020, elaborată de Comisia Naţională de Prognoză.

În perioada 2007-2020 se estimează următoarele valori pentru indicatorii de dezvoltare (tabelul 4.1):

Tabelul 4.1. Indicatori de dezvoltare macroeconomică


	UM	Realizări				Estimări
	UM	2003	2004	2005	2006	2007	2008	2009	2010	2015	2020
Populaţie	106 locuitor	21,73	21,67	21,62	21,55	21,47	21,38	21,32	21,26	21,2	20,9
PIB	109 Euro 2005	70,38	76,37	79,50	85,62	91,10	96,84	102,55	108,30	142,2	186
PIB/locuitor	103 Euro 2005/locuitor	3,24	3,52	3,68	3,97	4,24	4,53	4,81	5,09	6,70	8,89
Creştere PIB	%	5,2	8,5	4,1	7,7	6,4	6,3	5,9	5,6	5,6	5,5
Intensitate energie primară	tep/103 Euro 2005	0,55	0,51	0,48	0,47	0,44	0,42	0,39	0,37	0,32	0,26
Intensitate energie finală	tep/103 Euro 2005	0,36	0,36	0,32	0,31	0,29	0,28	0,26	0,25	0,21	0,17

În aceste condiţii se estimează necesarul de energie electrică pentru perioada 2007-2020, precum şi modul de asigurare a necesarului prin utilizarea fiecărei surse primare de energie (tabelul 4.2). S-au utilizat următoarele ipoteze:

* piaţa de energie electrică din România este integrată în piaţa sud-est europeană şi în piaţa central europeană, schimburile transfrontaliere fiind limitate doar de capacităţile de interconexiune;

● consumul naţional de energie electrică va creşte relativ constant cu circa 3% pe an în toată perioada analizată;

● exportul de energie electrică va creşte substanţial după anul 2015, susţinut prin intrarea în funcţiune a unităţilor nucleare nr. 3 şi 4 de la CNE Cernavodă şi retehnologizarea unor unităţi termo;

● se va încuraja utilizarea surselor regenerabile, cu atingerea ţintei de 33% din consumul intern brut de energie electrică al anului 2010 realizat din aceste surse;

● se va încuraja utilizarea combustibililor solizi prin tehnologii curate;

● se va limita ponderea producţiei de energie electrică prin utilizarea combustibililor lichizi şi gazoşi. Aceşti combustibili se vor utiliza cu precădere în unităţi de cogenerare, necesare asigurării cu energie termică a populaţiei.

Ca urmare a programelor de utilizare eficientă a resurselor energetice şi energiei, precum şi a restructurării sectoriale, rata anuală a creşterii consumului de energie primară va fi jumătate din cea a creşterii economice, rezultând o decuplare semnificativă a celor 2 indicatori.

După anul 2012, exportul de energie electrică va depăşi producţia realizată prin utilizarea combustibililor lichizi şi gazoşi proveniţi din import. Balanţa energetică a ţării va deveni astfel excedentară pentru prima dată în istorie.

În anul 2010 se va îndeplini ţinta naţională stabilită privind utilizarea surselor regenerabile de energie în producţia de energie electrică. Ritmul de utilizare a surselor regenerabile va continua să crească şi după anul 2010, astfel încât producţia de energie electrică din aceste surse în anul 2015 să reprezinte 35% din consumul intern brut de energie electrică, iar în anul 2020 să reprezinte 38%.

Realizarea producţiei estimate de energie electrică în centralele termoelectrice este condiţionată de:

- dezvoltarea exploatărilor miniere de huilă, lignit şi uraniu, în condiţii economice;

- asigurarea unor cantităţi suplimentare de huilă din import cu încadrarea în Planul naţional de alocare a emisiilor de gaze cu efect de seră;

- completarea necesarului de uraniu prin importuri, conform dezvoltării programului de energetică nucleară;

Evaluarea cererii de energie termică este corelată cu estimările privind restructurarea economiei, cu ridicarea nivelului de trai, precum şi cu estimările privind scăderea consumului de energie termică în mediul rezidenţial datorită realizării măsurilor de creştere a eficienţei energetice. Cererea de energie termică se estimează a avea ritmuri anuale de creştere de circa 2% pe an. Totalul cererii de energie termică în sistem centralizat de distribuţie a căldurii se estimează pentru anul 2010 la circa 3 milioane tep.

Noi capacităţi de producere a energiei electrice

În conformitate cu studiile realizate sub coordonarea MEF, este necesar să fie retehnologizate în perioada 2008-2010 centrale hidro cu o putere instalată de aproximativ 1.135 MW, sunt posibil de retehnologizat, în perioada 2010-2020, centrale hidro cu o putere instalată de aproximativ 2.417 MW, la care se adaugă proiecte noi în centrale hidro, stabilite pentru perioada 2008-2020, cu o putere instalată de 759 MW, şi alte proiecte posibil de realizat în aceeaşi perioadă, cu o putere instalată de 895 MW. La aceste proiecte hidro se adaugă încă două proiecte care vor fi realizate în următorii ani, şi anume CHEAP Tarnita, cu putere instalată de 1.000 MW, şi AHE pe Tisa, de 30 MW.

În ceea ce priveşte grupurile termoelectrice, sunt prognozate a se realiza în perioada 2008-2020 grupuri cu o putere instalată de circa 3.000 MW şi vor fi casate în aceeaşi perioadă grupuri cu o putere instalată de circa 2.900 MW.

În domeniul nuclear urmează a se realiza încă două unităţi nucleare, unităţile 3 şi 4 Cernavodă, cu o putere instalată de 706 MW fiecare (600 MW disponibili comercial).

Tabelul 4.2.


	TWh


		2003		2004		2005		2006		2007		2008		2009		2010		2011		2012		2015		2020
Producţia de energie electrică pentru acoperire consum intern		54,55		55,30		56,48		58,99		60,7		62,5		64,2		66,1		67,7		69,5		74,5		85
Export		2,08		1,18		2,93		3,41		2		3,0		3,5		4,5		4,5		5		15		15
Total producţie de energie electrică		56,63	100%	56,48	100%	59,41	100%	62,4	100%	62,7	100%	65,5	100%	67,7	100%	70,6	100%	72,2	100%	74,5	100%	89,5	100%	100	100%
Producţia de energie electrică în centrale hidroelectrice regenerabile		13,57	24%	16,83	29,8%	20,21	34%	17,75	28,4%	16	25,5%	18	27,5%	19,5	28,8%	21,7	30,8%	22,3	30,9%	23	30,9%	26	29%	32,5	32,5%
Producţia de energie electrică în centrala nucleară		4,90	8,7%	5,55	9,8%	5,54	9,4%	5,55	8,9%	7,0	11,1%	10,8	16,5%	10,8	16%	10,8	15,2%	10,8	15%	10,8	14,5%	21,6	24,1%	21,6	21,6%
Producţia de energie electrica în termocentrale		38,16	67,3%	34,1	60,4%	33,66	56,6%	39,10	62,7%	39,7	63,4%	36,7	56%	37,4	55,2%	38,1	54%	39,1	54,1%	40,7	54,6%	41,9	46,9%	45,9	45,9%
din care:	pe cărbune	23,34	41,1%	21,47	38%	21,66	36,6%	27,10	43,4%	28,7	45,8%	25,7	39,2%	26,4	39%	27,1	38,4%	28,1	38,9%	29,7	40%	30,9	34,6%	34,9	34,9%
	pe gaze naturale	11,19	19,8%	10,46	18,5%	10	16,7%	10	16,1%	9,5	15,1%	9,5	14,5%	9,5	14%	9,5	13,4%	9,5	13,2%	9,5	12,8%	9,5	10,6%	9,5	9,5%
	pe păcură	3,63	6,4%	2,17	3,9%	2	3,3%	2,00	3,2%	1,5	2,5%	1,5	2,3%	1,5	2,2%	1,5	2,2%	1,5	2%	1,5	1,8%	1,5	1,7%	1,5	1,5%

Evoluţia structurii de producţie a energiei electrice este determinată în principal de investiţii, inclusiv investiţii private, realizate prin autorizare, şi nu prin planificare centralizată, în conformitate cu Directiva 2003/54/CE . În cazul în care prin autorizare nu sunt asigurate suficiente capacităţi de producere a energiei electrice, se vor organiza licitaţii pentru construcţia de noi capacităţi, în conformitate cu Legea energiei electrice nr. 13/2007.

Studiul privind reorganizarea şi dezvoltarea sectorului de producere a energiei electrice în România, în vederea creşterii siguranţei şi competitivităţii în condiţii de piaţă liberă, elaborat în anul 2007 [6], prognozează necesarul de putere instalată pentru acoperirea cererii naţionale de energie electrică conform graficului 4.3.

Graficul 4.3. Evoluţia puterii instalate 2006-2020

Menţionăm că reţeaua electroenergetică a României este interconectată cu reţelele ţărilor vecine (cu excepţia Moldovei şi Ucrainei), iar piaţa de energie electrică este deschisă comerţului transfrontalier. În aceste condiţii, acoperirea vârfului de consum se realizează prin forţele pieţei, la nivel regional, şi nu administrativ, la nivel naţional, aşa cum se proceda în deceniul trecut. Mai mult, Comisia Europeană a propus crearea unor dispeceri energetici regionali, care să faciliteze funcţionarea pieţelor transfrontaliere de energie electrică şi utilizarea în comun a rezervelor de putere.

Gaze naturale

Alături de păcură, lignit şi huilă, gazele naturale au un aport deosebit de important în structura energetică a României. Cu toate că este foarte dificil de prognozat un calendar de evoluţie a preţurilor pentru gazele naturale (datorită dinamicii imprevizibile atât la nivelul pieţei interne, cât şi la nivelul pieţelor europene şi mondiale, determinată de o multitudine de factori economici şi politici), estimăm că alinierea preţurilor din producţia internă de gaze naturale la preţurile de import va fi finalizată cel târziu în anul 2010. Alinierea treptată a preţurilor se va realiza cu considerarea gradului de suportabilitate al consumatorilor din România.

În ceea ce priveşte consumul de gaze naturale, este de aşteptat ca acesta să crească uşor până în anul 2015. După anul 2015 raportul dintre importuri şi producţia internă se va inversa, pe fondul epuizării treptate a rezervelor interne de gaze naturale. Conform estimării autorităţii de reglementare în domeniu, evoluţia consumului de gaze naturale şi structura de acoperire a acestuia sunt prezentate în graficul 4.4.

Graficul 4.4. Estimarea evoluţiei producţiei interne şi a importului de gaze naturale 2007-2015

Estimare ANRE

4.4. Măsuri pentru îndeplinirea obiectivelor prioritare

Pentru îndeplinirea obiectivelor prioritare, vor fi adoptate următoarele tipuri de măsuri:

● măsuri generale, valabile pentru toate subsectoarele energetice (minier, producere, transport, distribuţie şi înmagazinare a gazelor naturale şi produse petroliere, precum şi producere, transport şi distribuţie energie electrică şi termică);

● măsuri specifice domeniilor: protecţia mediului, eficienţa energetică, restructurare/privatizare şi accesarea fondurilor structurale;

● măsuri specifice fiecărui subsector.

4.4.1. Măsuri generale

Măsurile generale sunt următoarele:

● îmbunătăţirea cadrului instituţional şi legislativ, în condiţii de transparenţă, în acord cu cerinţele de asigurare a competitivităţii, protecţiei mediului şi a siguranţei în furnizarea energiei, precum şi cu cerinţele de atragere şi susţinere a investiţiilor în sectorul energetic şi de valorificare a resurselor de cărbune;

● îmbunătăţirea politicii de preţuri pentru combustibili, energie termică şi energie electrică, având în vedere principiile de nediscriminare, transparenţă şi obiectivitate, precum şi introducerea şi perfecţionarea treptată a mecanismelor concurenţiale;

● atragerea şi asigurarea stabilităţii forţei de muncă specializate prin motivarea corespunzătoare a personalului din industria energetică;

● valorificarea potenţialului uman, creşterea eficienţei muncii şi îmbunătăţirea condiţiilor de muncă pe baza continuării procesului de restructurare şi reorganizare, de modernizare a managementului companiilor din sector;

● asigurarea unui nivel de pregătire a personalului conform cerinţelor tehnico-economice actuale;

● asigurarea unei protecţii sociale corespunzătoare, prin mecanisme de susţinere directă a consumatorilor vulnerabili;

● dezvoltarea tehnologică a sectorului energetic şi a sectorului extractiv de petrol, gaze naturale, cărbune şi uraniu, prin stimularea şi sprijinirea cercetării şi inovării;

● atragerea capitalului străin şi autohton, având ca obiectiv prioritar asigurarea unui climat de competitivitate crescut, care să reprezinte motorul de dezvoltare sănătoasă a sectorului energetic;

● dezvoltarea pieţelor concurenţiale de energie electrică şi gaze naturale pe principii de transparenţă şi integrarea acestora în pieţele regionale şi, ulterior, în piaţa unică europeană.

Măsurile generale se completează cu măsuri specifice domeniilor şi subsectoarelor din sectorul energetic.

4.4.2. Măsuri specifice domeniilor

A. Protecţia mediului

Măsurile specifice care vor fi adoptate pentru protecţia mediului sunt următoarele:

● realizarea investiţiilor din domeniul protecţiei mediului;

● continuarea internalizării costurilor de mediu în preţul energiei;

● încadrarea centralelor termoenergetice în condiţiile impuse de Directiva 2001/80/CE cu privire la limitarea emisiilor în aer ale anumitor poluanţi [SO(2), NO(X) şi pulberi] proveniţi din instalaţiile mari de ardere, de Directiva 96/61/CE pentru prevenirea şi controlul integrat al poluării;

● încadrarea centralelor termoelectrice în ceea ce priveşte emisia gazelor cu efect de seră în cotele prevăzute în Planul naţional de alocare (PNA) a certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră pentru perioadele 2007 şi 2008-2012, depăşirea cotelor putând fi realizată doar cu achiziţia de certificate şi creşterea corespunzătoare a preţului energiei electrice livrate;

● intensificarea utilizării mecanismelor flexibile prevăzute în Protocolul de la Kyoto;

● promovarea tehnologiilor curate, a tehnologiilor de captare şi depozitare a CO(2)(CSC) din gazele de ardere a cărbunelui, pilele de combustie şi utilizarea hidrogenului ca vector energetic;

● promovarea utilizării deşeurilor menajere şi industriale la producerea de energie electrică şi termică;

● preluarea de către statul român a tuturor obligaţiilor privind poluarea istorică din sectorul carbonifer până la data acordării licenţei de concesiune;

● elaborarea studiului de fezabilitate, a documentaţiilor de proiectare şi începerea construcţiei Depozitului final de deşeuri slab şi mediu active (DFDSMA);

● stabilirea soluţiei tehnice pentru depozitarea finală a combustibilului nuclear ars la CNE Cernavodă.

Valoarea estimată a investiţiilor necesare exclusiv pentru protecţia mediului în perioada de conformare 2008-2017 este de circa 2.600 milioane euro (anexa nr. 2). Valoarea nu cuprinde lucrările de retehnologizare asociate, a căror estimare este prezentată în secţiunea C3.

B. Îmbunătăţirea eficienţei energetice şi promovarea surselor regenerabile de energie

Diminuarea efectelor negative ale procesului de producere a energiei asupra climei necesită acţiuni concrete şi eficiente. În acest context, România trebuie să acţioneze susţinut şi coerent în vederea alinierii la acţiunile europene ce promovează obiectivele Lisabona.

În vederea limitării creşterii previzionate a temperaturii globale, respectiv a emisiilor de gaze cu efect de seră, România va acţiona în special în domeniul eficienţei energetice şi în domeniul surselor regenerabile de energie.

Acţiunile vizând promovarea eficienţei energetice şi a surselor regenerabile de energie vor contribui atât la reducerea impactului negativ asupra mediului, cât şi la creşterea securităţii în alimentare, diminuând gradul de dependenţă a României de importurile de energie.

Eficienţa energetică

Directiva 2006/32/CE privind eficienţa energetică la utilizatorii finali, care devine obligatorie pentru România din anul 2008, prevede că statele membre UE se angajează să realizeze reducerea consumului de energie finală cu cel puţin 9% într-o perioadă de 9 ani (2008-2016), comparativ cu media consumului din ultimii 5 ani pentru care există date disponibile (2001-2005).

În acest sens, se vor adopta următoarele măsuri în domeniul eficienţei energetice:

a) utilizarea instrumentelor financiare pentru economii de energie, inclusiv contractele de performanţă energetică care prevăd furnizarea de economii de energie măsurabile; ... b) achiziţionarea de echipamente şi tehnologii ţinând seama cu prioritate de specificaţiile privind eficienţa energetică; ... c) accelerarea procesului de executare a auditurilor energetice riguroase la consumatorii industriali, la clădirile publice şi rezidenţiale, audituri certificate de organismele abilitate, urmate de măsuri de reducere a consumurilor energetice. ...

Potenţialul naţional de economisire de energie, respectiv de reducere a pierderilor energetice este apreciat la 27-35% din resursele energetice primare (industrie 20-25%, clădiri 40-50%, transporturi 35-40%). La un consum anual de resurse energetice primare de circa 36 milioane tep/an, potenţialul de economisire este de circa 10 milioane tep/an, respectiv economii de circa 3 miliarde euro/an.

Pentru a reduce intensitatea energetică în sectoarele cu consumuri energetice mari şi a îndeplini ţintele propuse atât în Strategia naţională în domeniul eficienţei energetice, cât şi în Planul de acţiune în domeniul eficienţei energetice aferent Directivei 2006/32/CE privind eficienţa la consumatorul final, se vor lua măsuri în următoarele direcţii:

Industrie

● campanii de informare;

● acorduri voluntare pe termen lung în diferite sectoare ale industriei prelucrătoare;

● audituri energetice şi gestionarea eficienta a energiei;

● îmbunătăţirea eficienţei energetice prin susţinerea finanţării prin fondurile comunitare.

Transporturi

● reducerea consumului de energie prin proiecte de modernizare a transportului feroviar de călători şi marfă;

● creşterea calităţii transportului în comun, în vederea utilizării acestuia în detrimentul transportului cu maşini particulare;

● extinderea transportului în comun prin noi trasee;

● eficientizarea traficului şi parcărilor;

● mijloace de transport în comun pentru salariaţi, asigurate de către societăţile economice beneficiare;

● o mai mare dezvoltare a mijloacelor de transport pe cale de rulare în cadrul transportului urban (tramvaie, troleibuze);

● mărirea eficienţei energetice a vehiculelor prin stabilirea de criterii minime de eficienţă;

● introducerea de normative care să susţină vehiculele cele mai eficiente şi nepoluante;

● utilizarea combustibililor gazoşi şi a biocarburanţilor în transporturi.

Pentru realizarea măsurilor de mai sus, o componentă esenţială o reprezintă educarea populaţiei în vederea acceptării şi aplicării lor pe scară largă.

Rezidenţial (consumul de energie finală în clădiri: încălzire, apă caldă şi iluminat):

● reabilitarea anvelopei prin măsuri de reabilitare termică a clădirilor, acordarea de sprijin financiar pentru proprietarii cu posibilităţi financiare reduse în vederea realizării lucrărilor de reabilitare;

● eficientizarea instalaţiilor termice existente;

● eficientizarea instalaţiilor de iluminat, utilizarea lămpilor cu consum redus;

● obligativitatea aplicării prevederilor directivei şi a standardelor europene de eficienţă pentru clădiri noi;

● îmbunătăţirea eficienţei energetice prin susţinerea finanţării utilizând fondurile comunitare;

● continuarea contorizării energiei termice la consumatorii finali;

● realizarea unui program naţional de educare energetică a populaţiei în şcoli şi mass-media pentru economisirea energiei, protecţia mediului şi utilizarea locală a unor resurse energetice regenerabile;

● stimularea funcţionării societăţilor de servicii energetice (ESCO).

Sectorul public

● creşterea eficienţei şi reducerea consumului iluminatului public;

● creşterea eficienţei şi reducerea consumului instalaţiilor de alimentare cu apă;

● îmbunătăţirea eficienţei energetice la clădirile publice.

Agricultura

● creşterea eficienţei şi utilizarea biocombustibililor la maşinile agricole;

● dezvoltarea de culturi energetice atât pentru producerea de biocarburanţi, cât şi pentru producerea de energie electrică şi termică în cogenerare;

● creşterea eficienţei energetice a irigaţiilor.

Cogenerare

● promovarea cogenerării de înaltă eficienţă;

● identificarea şi valorificarea potenţialului naţional de cogenerare;

● auditare energetică a unităţilor de cogenerare;

● reabilitări şi modernizări ale instalaţiilor existente, pentru creşterea eficienţei şi reducerea impactului asupra mediului;

● construcţia de noi instalaţii de cogenerare, de înaltă eficienţă.

Mecanismele financiare de susţinere a măsurilor menţionate privind eficienţa energetică sunt relativ limitate în România, fapt ce are un impact negativ în promovarea lor.

Pentru a avea succes implementarea măsurilor prevăzute pentru aceste domenii este necesar un ajutor financiar materializat în subvenţii, reduceri de taxe, ajutoare de la firmele private antrenate în realizarea acestor planuri, dar şi împrumuturi în condiţii avantajoase de la bănci. Ajutoarele financiare care vor fi propuse pentru susţinerea acestui sector se vor acorda prin lege, cu respectarea condiţiilor legale privind ajutorul de stat.

Realizarea măsurilor aferente Strategiei de eficienţă şi Planului naţional de acţiune vor conduce în anii 2010 şi 2016 la economiile de energie estimate în tabelul 4.5.

Tabelul 4.5. Estimarea economiei de energie pe sectoare în anii 2010 şi 2016

Sectoare	Economii în anul 2010 milioane tep	Economii în anul 2016 milioane tep
TOTAL CONSUM FINAL (exclusiv firmele incluse în PNA), din care:	0,664	1,992
- prin investiţii în instalaţii, clădiri....... existente	0,349	1,047
- prin realizarea de instalaţii, clădiri... noi	0,315	0,945
INDUSTRIE Total, din care:	0,060	0,180
- prin investiţii în instalaţii existente	0,009	0,027
- prin investiţii green field	0,051	0,153
REZIDENŢIAL Total, din care:	0,416	1,247
- prin investiţii în clădirile existente	0,300	0,899
- prin realizarea unor clădiri noi	0,116	0,348
TRANSPORTURI Total, din care:	0,160	0,480
- prin investiţii în mijloacele de transport existente	0,038	0,114
- prin realizarea unor mijloace de transport noi	0,122	0,366
TERTIAR Total, din care:	0,028	0,085
- prin investiţii în clădirile existente	0,002	0,007
- prin realizarea unor clădiri noi	0,026	0,078

Pentru realizarea ţintelor de eficienţă energetică se vor avea în vedere următoarele măsuri:

● creşterea eficienţei în utilizarea energiei electrice şi a gazelor naturale în industrie, realizarea unor proiecte demonstrative pentru atragerea de investiţii destinate modernizării echipamentelor şi utilajelor tehnologice;

● continuarea investiţiilor pentru reabilitarea sistemelor de alimentare centralizată cu energie termică din oraşe şi reducerea pierderilor de energie;

● realizarea Programului naţional de reabilitare termică a clădirilor de locuit existente, aprobat de Guvern;

● susţinerea Programului naţional de creştere a eficienţei energetice pentru perioada 2006-2010, asociat cu un mecanism de acordare a sprijinului financiar de la bugetul de stat şi bugetele locale;

● stabilirea unor nivele minime de eficienţă energetică în industrie, transporturi, construcţii, agricultură, servicii şi în sectorul rezidenţial;

● susţinerea programelor de eficienţă energetică prin alocare de fonduri de la Fondul român pentru eficienţa energetică;

● realizarea de proiecte şi zone demonstrative de eficienţă energetică;

● crearea cadrului legislativ necesar dezvoltării pieţei concurenţiale de servicii energetice;

● promovarea tranzacţionării certificatelor albe pentru stimularea investiţiilor în creşterea eficienţei energetice, în condiţiile dezvoltării unei practici europene în acest sens;

● promovarea acţiunilor de tip DSM (Demand Site Management);

● acordarea de stimulente fiscale şi financiare pentru realizarea proiectelor de creştere a eficienţei energetice, cu respectarea condiţiilor legale privind ajutorul de stat.

Finanţarea investiţiilor care au ca obiectiv principal creşterea eficienţei energetice se pot realiza:

- de la bugetul de stat şi bugetele locale;

- pe baza unui contract de performanţă încheiat cu terţi;

- pe baza unui contract de performanţă încheiat cu o companie de servicii energetice (ESCO);

- prin credite bancare obţinute de la organisme finanţatoare externe (BM, BERD, BEI, JBIC) sau de la bănci comerciale;

- prin cofinanţare din fonduri structurale.

Promovarea utilizării resurselor regenerabile de energie

Pentru susţinerea producerii energiei electrice din resurse energetice regenerabile, din anul 2005 a fost stabilit un mecanism de promovare bazat pe certificate verzi, prin care furnizorii achiziţionează certificate în cote obligatorii, proporţional cu volumul de energie electrică vândută consumatorilor. Au fost stabilite următoarele cote obligatorii, ca valori procentuale anuale din consumul brut de energie electrică: pentru anul 2006, 2,2%,pentru anul 2007, 3,74%, pentru anul 2008, 5,26%, pentru anul 2009, 6,78% şi, începând cu anul 2010, 8,3%.

Măsurile avute în vedere pentru promovarea surselor regenerabile de energie sunt:

● creşterea gradului de valorificare, în condiţii de eficienţă economică, a resurselor energetice regenerabile pentru producţia de energie electrică şi termică, prin facilităţi în etapa investiţională, inclusiv prin facilitarea accesului la reţeaua electrică;

● perfecţionarea pieţei de certificate verzi, în vederea atragerii capitalului privat în investiţiile din domeniul surselor regenerabile;

● promovarea unor mecanisme de susţinere a utilizării resurselor energetice regenerabile în producerea de energie termică şi a apei calde menajere;

● utilizarea de fonduri structurale.

Cele mai convenabile resurse regenerabile (în funcţie de costurile de utilizare şi volumul de resurse) şi tehnologii utilizate pentru producerea energiei electrice sunt centralele hidroelectrice, inclusiv microhidrocentralele, turbinele eoliene şi centralele cu cogenerare care utilizează biomasă, iar pentru producerea de energie termică sunt biomasa şi energia solară.

În zonele rurale există o diversitate de forme de energie regenerabilă care pot fi utilizate în alimentarea cu energie a acestor zone sau a zonelor urbane:

● biomasa este principalul combustibil rural, fiind folosit mai ales pentru încălzirea spaţiului şi a apei, precum şi pentru gătit. Biomasa acoperă circa 7% din cererea de energie primară şi circa 50% din potenţialul de resurse regenerabile al României;

● energia geotermală, ce se poate utiliza pentru încălzirea spaţiului şi a apei. Datorită amplasării, principalul potenţial de folosire se află în zone rurale - locuinţe, sere, acvacultură, pasteurizarea laptelui - în amplasamente aflate la distanţe de până la 35 km de locul de extragere;

● energia solară, în special pentru prepararea apei calde menajere, rezultând o reducere a consumului de combustibilii fosili utilizaţi la încălzirea apei;

● microhidrocentralele pot reprezenta o opţiune de bază pentru alimentarea zonelor rurale neconectate la reţele de energie electrică;

● generatoarele eoliene pot de asemenea acoperi necesarul de energie electrică din zonele rurale greu accesibile, neelectrificate.

În conformitate cu prevederile Strategiei de valorificare a surselor regenerabile de energie, necesarul de investiţii în perioada 2006-2015 este estimat la 1.800 milioane euro.

Promovarea utilizării biocarburanţilor

Ţintele stabilite în România în privinţa utilizării biocarburanţilor sunt următoarele:

● până la sfârşitul anului 2010, procentul de utilizare a biocarburanţilor din totalul conţinutului energetic al carburanţilor utilizaţi în transport va fi de cel puţin 5,75% (ţintă stabilită prin Directiva 2003/30/CE );

● până în anul 2020, procentul de utilizare a biocarburanţilor va fi de cel puţin 10%, în condiţiile utilizării noilor generaţii de biocarburanţi.

Ţinând cont de cantităţile de carburanţi utilizate anual şi de obligaţiile ce decurg din Hotărârea Guvernului nr. 1.844/2005, rezultă un necesar de biodiesel şi bioetanol de circa 300.000 tone pentru anul 2010. România are suficient potenţial de a furniza materie primă atât pentru biodiesel, cât şi pentru bioetanol astfel încât să fie atinse ţintele stabilite. De exemplu, potenţialul României de a furniza materie primă necesară pentru biodiesel, respectiv ulei vegetal (floarea-soarelui, soia, rapiţă), este de circa 500-550 mii t/an. Astfel sunt asigurate premisele atingerii ţintei de 10% biocarburanţi pentru anul 2020, calculate pe baza conţinutului energetic al tuturor tipurilor de benzină şi motorină utilizate în transport, respectiv atingerea ţintei cuprinse în pachetul de măsuri pentru energie aprobat de Consiliul European (martie 2007).

Au fost întreprinse o serie de acţiuni menite să contribuie la promovarea utilizării biocarburanţilor şi a altor carburanţi regenerabili. În acest context se menţionează introducerea în prevederile Codului fiscal a scutirii de la plata accizelor pentru produsele energetice de tipul biocarburanţilor şi a altor carburanţi regenerabili.

C. Măsuri specifice şi necesarul de investiţii în fiecare subsector

C1. Subsectorul minier

Subsectorul minier necesită luarea următoarelor măsuri în scopul corelării capacităţilor de producţie cu cererea de cărbune şi uraniu pentru producerea de energie electrică şi termică, prin:

● concentrarea producţiei în zonele viabile şi închiderea în condiţii de siguranţă a zonelor nerentabile;

● modernizarea şi reabilitarea echipamentelor din exploatările miniere de huilă şi lignit, viabile;

● susţinerea producţiei de huilă prin acordarea ajutorului de stat în baza Regulamentului nr. 1.407/2002;

● promovarea tehnologiilor noi şi modernizarea echipamentelor pentru exploatarea zăcămintelor de huilă, lignit şi uraniu;

● promovarea tehnologiilor de valorificare a gazului metan din zăcămintele de huilă;

● promovarea programelor de securitate a muncii şi zăcămintelor şi de sănătate a personalului din sectorul huilă, lignit şi uraniu;

● restructurarea financiară a operatorului din sectorul de huilă;

● punerea în exploatare a noi perimetre pentru valorificarea lignitului şi uraniului;

● intensificarea cercetării geologice pentru creşterea gradului de cunoaştere a zăcămintelor de cărbune şi uraniu şi punerea în valoare a acestora;

● închiderea minelor cu activitate oprită, reabilitarea suprafeţelor şi refacerea mediului natural afectat;

● reconversia forţei de muncă şi recrutarea şi formarea de personal calificat pentru acoperirea necesarului de forţă de muncă din sectorul de exploatare;

● revitalizarea economică a regiunilor miniere;

● analiza posibilităţii creării unei structuri organizatorice integrate comercial sau structural formată din exploatări huilă - termocentrale -hidrocentrale pentru producerea de energie electrică şi termică în judeţul Hunedoara;

● asigurarea desfacerii producţiei de cărbune prin contracte pe termen mediu şi lung, cu preţuri negociate în baza unor formule stabilite în funcţie de cotaţiile bursiere ale altor purtători similari de energie primară;

● asigurarea achiziţionării suprafeţelor de teren necesare dezvoltării exploatărilor de lignit;

● accesul pe pieţe financiare pentru asigurarea resurselor necesare modernizării şi reabilitării echipamentelor şi a retehnologizării exploatărilor miniere;

● accesul operatorilor minieri pe piaţa de capital;

● modernizarea şi mărirea capacităţilor de rafinare a uraniului în conformitate cu necesarul calitativ şi cantitativ de combustibil nuclear;

● alocarea prin bugetul de stat a sumelor necesare exploatării, preparării şi valorificării concentratelor tehnice de uraniu;

● alocarea prin bugetul de stat a sumelor necesare achiziţionării la stocul de siguranţă şi consum a concentratelor de octoxid de uraniu;

● alocarea prin planul naţional de cercetare geologică a fondurilor necesare creşterii gradului de cunoaştere a resurselor geologice identificate;

● evaluarea şi valorificarea resurselor minerale din haldele cu minereu sărac şi din iazurile de decantare;

● participarea în parteneriat pe pieţele externe la concesionarea de zăcăminte uranifere în vederea explorării şi exploatării acestora;

● finalizarea instalaţiilor de tratare a apelor uzate industrial în vederea încadrării în indicatorii de calitate impuşi prin NTPA 001/2002, până în anul 2010;

● asigurarea ajutorului de stat pentru uraniu, la nivelul prevederilor Tratatului Euratom.

Necesarul de investiţii pentru perioada 2006-2020 se estimează la circa 2.200 milioane euro.

C2. Subsectorul hidrocarburi

În domeniul producţiei, transportului, distribuţiei şi înmagazinării gazelor naturale, ţiţeiului şi produselor petroliere vor fi luate următoarele măsuri:

● intensificarea cercetării geologice în scopul descoperirii de noi rezerve de ţiţei şi gaze naturale;

● reabilitarea şi dispecerizarea sistemelor de transport prin conducte al gazelor naturale şi ţiţeiului, implementarea sistemului de comandă şi achiziţie date în timp real (SCADA);

● creşterea siguranţei în aprovizionarea cu gaze naturale, prin diversificarea surselor de aprovizionare din import şi dezvoltarea unor noi interconectări cu sistemele de transport ale ţărilor vecine;

● creşterea capacităţii de transport pentru gazele extrase din platoul continental al Mării Negre;

● promovarea proiectelor de interconectare transfrontaliere: proiectul Nabucco (tranzitul gazelor naturale din zona Mării Caspice spre Europa de Vest prin România), interconectarea cu sistemul din Ungaria în zona Arad-Szeged, cu sistemul din Ucraina în zona Siret-Cernăuţi, cu sistemul din Bulgaria în zona Giurgiu-Ruse şi proiectul PEOP (conducta de transport ţiţei Constanţa-Trieste);

● perfecţionarea regulilor privind schimburile transfrontaliere de gaze naturale;

● creşterea capacităţilor de înmagazinare subterană a gazelor naturale, pentru preluarea vârfurilor de consum pe perioada sezonului rece, precum şi pentru creşterea gradului de siguranţă a alimentării cu gaze a consumatorilor. Măsurile şi acţiunile întreprinse de operatorii depozitelor de înmagazinare subterană a gazelor naturale au ca scop creşterea coeficientului de siguranţă în livrarea gazelor şi preluarea dezechilibrelor, la valori cât mai apropiate de cele practicate de ţările din Comunitatea Europeană;

● creşterea capacităţii de depozitare a ţiţeiului şi produselor petroliere, astfel încât să se atingă în anul 2011 valoarea de 2,8 milioane tone ţiţei, pentru asigurarea stocurilor minime pentru 67,5 zile, calculată pe baza creşterii prognozate a consumului intern;

● dezvoltarea sistemului naţional de transport, a reţelelor de distribuţie gaze naturale şi creşterea siguranţei în aprovizionare şi exploatare;

● îmbunătăţirea cadrului legislativ prin modificarea şi completarea Legii petrolului nr. 238/2004, Legii nr. 242/2005 privind desemnarea operatorului licenţiat al sistemului de transport prin conducte al produselor petroliere şi pentru consolidarea mediului concurenţial privind transportul produselor petroliere, Legii gazelor nr. 351/2004 şi Legii nr. 213/1998 privind proprietatea publică şi regimul juridic al acesteia, în sensul trecerii conductelor magistrale de transport al petrolului (ţiţei, gaze naturale, condensat şi etan lichid), a celor de transport produse petroliere, precum şi a terminalelor petroliere, împreună cu echipamentele şi instalaţiile aferente în proprietatea privată a statului şi apoi constituirea lor ca aport în natură al statului la capitalul social al operatorilor, precum şi a proiectului de lege privind măsuri pentru garantarea siguranţei aprovizionării cu gaze naturale;

● asigurarea condiţiilor de realizare a diversificării portofoliului de afaceri pentru societăţile din sectorul energetic, pentru creşterea performanţelor economice şi a competitivităţii companiilor;

● promovarea utilizării în instalaţii de înaltă eficienţă a biocarburanţilor, gazelor naturale lichefiate (GNL) şi gazelor petroliere lichefiate (GPL);

● întărirea capacităţii instituţionale a autorităţii de reglementare şi elaborarea legislaţiei secundare corespunzătoare pieţei de gaze naturale şi a serviciilor de echilibrare reziduală;

● echilibrarea săptămânală şi asigurarea condiţiilor pentru trecerea la echilibrarea zilnică a SNT;

● corelarea mecanismelor pieţei angro de gaze naturale cu cele ale pieţei angro de energie electrică în privinţa considerării dezechilibrelor;

● organizarea operatorului pieţei de gaze naturale şi a serviciilor de echilibrare reziduală;

● creşterea calităţii gazelor naturale furnizate din producţia internă şi asigurarea continuităţii în alimentare.

C2.1. Necesarul de investiţii în domeniul gazelor naturale

● Lucrări de cercetare geologică pentru descoperirea de noi rezerve (circa 270 milioane euro) - se vor realiza circa 10 km de prospecţiuni seismice şi circa 50 km foraj de cercetare geologică până în anul 2010.

● Foraj de explorare şi punere în producţie de noi sonde (circa 160 milioane euro). Lucrările de cercetare geologică au fost şi sunt axate pe intensificarea lucrărilor de prospecţiune şi explorare pentru testarea noilor posibile acumulări de hidrocarburi, puse în evidenţă în anii anteriori prin lucrări de prospecţiune geofizică şi geochimică, concomitent cu evaluarea prin foraje a acumulărilor de gaze naturale descoperite în anii anteriori. De asemenea, se are în vedere ca toate acumulările noi puse în evidenţă, cu potenţial comercial, să fie cât mai repede puse în producţie.

În perioada 2007-2010 vor fi intensificate lucrările de explorare geologică în perimetrele concesionate de explorare, prospecţiune şi deschidere şi se au în vedere atât identificarea şi concesionarea de noi zone de interes din punct de vedere al prezentei hidrocarburilor în România, cât şi executarea de lucrări petroliere în comun cu firme străine de specialitate, în cadrul unor contracte de explorare, dezvoltare, exploatare în zone de interes din afara României.

● Creşterea capacităţii de înmagazinare subterană (circa 500 milioane euro). Programul de dezvoltare a depozitelor de înmagazinare subterană a gazelor naturale are ca obiectiv prioritar atât intensificarea ritmului de dezvoltare a capacităţilor existente, cât şi crearea de noi depozite pentru zonele care se confruntă cu greutăţi în alimentarea cu gaze atât sezoniere, zilnice, cât şi orare, în vederea creşterii gradului de siguranţă în asigurarea cu gaze a tuturor consumatorilor în condiţii cât mai imprevizibile. Depozitele noi sunt programate a fi amenajate în zăcăminte semidepletate situate optim faţă de zonele deficitare şi în caverne de sare pentru zonele cu fluctuaţii zilnice şi orare ale consumului de gaze. Amplasarea acestor noi depozite se va face prin corelarea infrastructurii sistemului naţional de transport cu zăcămintele depletate selectate prin studii de prefezabilitate şi fezabilitate, situate cât mai aproape de marii consumatori şi de zonele cu variaţii mari de consum sezoniere, zilnice şi/sau orare, atât pentru zona Moldova, cât şi pentru zonele adiacente traseului proiectului Nabucco.

Măsurile şi acţiunile întreprinse de operatorii depozitelor de înmagazinare subterană a gazelor naturale au ca scop creşterea coeficientului de siguranţă în livrarea gazelor, la valori cât mai apropiate de cele practicate de ţările din Comunitatea Europeană.

Pentru a veni în întâmpinarea viitoarelor evoluţii ale pieţei de gaze şi realizarea echilibrului surse-cerere "Romgaz" acţionează, din punct de vedere al înmagazinării subterane, pe trei planuri:

- dezvoltarea actualelor depozite sub aspectul creşterii capacităţii de înmagazinare şi a cantităţilor zilnice care urmează a fi extrase;

- creşterea performanţelor şi flexibilitatea operaţională în depozitele existente;

- identificarea de noi zăcăminte capabile să îndeplinească rolul de depozit de înmagazinare.

Evoluţia previzionată a dezvoltării capacităţilor de înmagazinare subterană a gazelor naturale este prezentată în graficul 4.6:

Graficul 4.6. Prognoza evoluţiei capacităţii de înmagazinare subterană a gazelor naturale

Implementarea lucrărilor va determina o creştere a capacităţii de lucru şi a debitului de extracţie cu peste 50% până în 2012, costurile estimate fiind de circa 237 milioane USD (180 milioane euro) - tabelul 4.7.

Tabelul 4.7. Creşterea capacităţii de înmagazinare a gazelor naturale şi investiţii necesare


Depozit	Capacitate 2007	Capacitate 2012	Dif.	Debit 2007	Debit 2012	Dif.	Cost
Depozit	milioane mc	milioane mc	milioane mc	milioane mc/zi	milioane mc/zi	milioane mc/zi	milioane USD
Bilciureşti	1.250	1.250	0	11	12,5	1,5	5
Sarmasel	700	1.500	800	5	10	5	150
Urziceni	200	200	0	1,7	2	0,3	15
Cetate	200	300	100	0,8	2	1,2	8
Gherceşti	150	600	450	1	5	4	50
Bălăceanca	50	85	35	0,5	1,2	0,7	9
TOTAL:	2.550	3.935	1.385	20,1	32,7	12,7	237

Pentru realizarea unor noi depozite de înmagazinare subterană a gazelor, în special pentru perioada 2012-2030, "Romgaz" a investigat şi va investiga mai multe zăcăminte de gaze din România. În funcţie de dezvoltările viitoare ale pieţei naţionale şi regionale de gaze naturale, de cerinţele potenţialilor clienţi, de sursele de gaze disponibile, "Romgaz" va fi în măsură, în condiţiile unui regim de reglementare corespunzător, să dezvolte capacitatea proprie de înmagazinare subterană astfel încât să satisfacă aceste cerinţe.

● Reabilitarea Sistemului naţional de transport gaze naturale (SNT)

Obiectivele strategice privind dezvoltarea SNT au în vedere, în principal, următoarele lucrări de investiţii:

- realizarea de conducte de transport, racorduri de înaltă presiune şi staţii de reglare-măsurare necesare pentru alimentarea cu gaze naturale a noilor distribuţii;

- realizarea de conducte de transport aferente unor depozite de înmagazinare subterană a gazelor naturale;

- modernizarea sistemelor şi a echipamentelor de măsurare gaze aparţinând S.N. "Transgaz" - S.A.;

- dezvoltarea unor noi capacităţi de comprimare şi modernizarea staţiilor existente;

- valorificarea potenţialului energetic al gazelor naturale din SNT rezultat prin destinderea acestora;

- modernizarea staţiilor de reglare-măsurare şi a nodurilor tehnologice;

- modernizarea şi automatizarea staţiilor de protecţie catodică;

- modernizarea sistemelor de odorizare şi de înlocuire a odorantului utilizat;

- modernizarea nodurilor tehnologice, a SRM, a SCG, în sensul dotării cu elemente pentru automatizare şi control de la distanţă conform cerinţelor unui sistem SCADA modern;

- realizarea de staţii de amestec gaze în vederea menţinerii puterii calorifice impuse;

- elaborarea unui studiu de fezabilitate privind realizarea unui terminal de GNL la Marea Neagră;

- analiza de soluţii privind preluarea vârfurilor de consum prin utilizarea GPL.

Obiectivele pe termen mediu (până în anul 2013) sunt prezentate în tabelul 4.8.

Tabelul 4.8. Dezvoltarea pe termen mediu a SNT


Obiectiv	Dimensiunea fizică		Dimensiunea valorică	Termen
	km	buc.	milioane lei	-
Reabilitarea sistemului de transport gaze naturale	4726	-	263,75	2013
Înlocuire conducte	225	-	112,50	2012
Reabilitare staţii de protecţie catodică	-	560	7,35	2013
Reabilitare staţii de comprimare	-	12	24,50	2010
Reabilitare noduri tehnologice	-	23	40,97	2012
Reabilitare staţii de reglare-măsură	-	174	382,80	2013
Total			832 (256 milioane euro)

Pe termen lung (până în anul 2020) se preconizează:

- continuarea lucrărilor de reabilitare a instalaţiilor aferente SNT, astfel încât la nivelul anului 2018 să fie reabilitate toate conductele cu durată normală de funcţionare depăşită;

- adaptarea capacităţii SNT la necesităţile pieţei;

- mărirea capacităţii de transport în zonele în care se înregistrează un ritm de creştere a gradului de industrializare;

- corelarea cu strategiile producătorilor interni de gaze naturale.

Obiectivele pe termen lung, precum şi costurile aferente sunt prezentate în tabelul 4.9.

Tabelul 4.9. Dezvoltarea pe termen lung a SNT

Obiectiv	Dimensiunea fizică	Termen
U/M	-
Reabilitare staţii de reglare-măsură	78 buc	2015
Reabilitare staţii de protecţie catodică	297 buc	2017
Reabilitarea sistemului de transport gaze naturale	3.657 km	2018

● Realizarea de noi interconexiuni pe gaze naturale

Pe termen mediu (2007-2013) se prevăd:

- realizarea unei conducte pentru interconectarea SNT cu sistemul de transport din Bulgaria, în zona Russe-Giurgiu;

- continuarea lucrărilor pentru finalizarea conductei Szeged (Ungaria) - Arad (România), pentru eliminarea dependenţei de o sursă unică de gaze şi racordarea SNT la reţeaua de gaze europeană;

- realizarea unui nou punct de import, în zona localităţii Negru Vodă, pentru alimentarea cu gaze naturale a Dobrogei.

Tabelul 4.10. Dezvoltarea capacităţilor de interconexiune gaze naturale pe termen mediu (2007-2013)

Obiectiv	Dimensiunea fizică	Dimensiunea valorică	Termen de realizare
km	milioane lei	anul PIF
Conductă de interconectare România- Bulgaria, Russe-Giurgiu	8	3,40	2008
Conductă de transport gaze Nădlac-Arad	27	35,00	2008
Conductă de interconectare România-Ucraina zona Siret	41	36,20	2009
Staţie de măsurare Negru Vodă IV	-	5,50	2008
Total	80 (25 milioane euro

În vederea dezvoltării capacităţilor de interconexiune gaze naturale pe termen lung (până în 2020) se prevăd:

- realizarea de noi interconectări între sistemele de transport din România şi din Ucraina;

- realizarea interconectării între sistemele de transport din România şi Republica Moldova, în condiţiile de dezvoltare a depozitului subteran de la Mărgineni;

- realizarea de conducte de transport pentru creşterea capacităţii de transport a gazelor din import cu impact în optimizarea regimurilor tehnologice şi fluxurilor de gaze în SNT.

● Dezvoltarea activităţii de tranzit şi transport interstatal al gazelor naturale pe teritoriul României

În vederea dezvoltării pe teritoriul României a activităţii de tranzit şi transport interstatal a gazelor naturale, sunt avute în vedere următoarele acţiuni pe termen mediu (2007-2013):

- dezvoltarea capacităţilor de tranzit a gazelor din Federaţia Rusă spre Turcia şi Macedonia, respectiv transportul interstatal spre Bulgaria şi Grecia, prin realizarea următoarelor obiective:

- realizarea staţiei de comprimare gaze Cogealac;

- reabilitarea conductei de tranzit DN 1000 mm;

- reabilitarea conductelor de subtraversare a fluviului Dunărea, în zona Isaccea;

- implementarea unui sistem modern de achiziţie, transmitere date şi comandă la distanţă.

Tabelul 4.11. Dezvoltarea pe termen mediu a infrastructurii necesare tranzitului gazelor naturale pe teritoriul României

Obiectiv	Dimensiunea fizică	Dimensiunea valorică	Termen
U/M	milioane lei	anul PIF
Sistem automat de colectare, dispecerizare	-	5,60	2008
Staţie de comprimare Cogealac	-	46,00	2012
Total	51.6 (16 milioane euro

Pe termen lung (până în anul 2020), pentru dezvoltarea infrastructurii necesare tranzitului şi transportului interstatal de gaze naturale, se prevede realizarea pe teritoriul României a unor capacităţi de tranzit integrate în coridorul de transport al gazelor din regiunea Mării Caspice spre vestul Europei.

● reabilitarea şi dezvoltarea reţelelor de distribuţie a gazelor.

În perioada 2006-2009 se au în vedere următoarele acţiuni:

- înlocuirea conductelor şi a branşamentelor cu durată de viaţă expirată - circa 500 km/an;

- dezvoltarea/extinderea reţelelor de distribuţie;

- înfiinţarea de distribuţii locale noi;

- modernizarea instalaţiilor şi echipamentelor din dotare.

Prin contractele de concesiune a serviciilor de distribuţie gaze naturale, semnate între Ministerul Economiei şi Comerţului (în prezent MEF) şi EON Ruhrgas (acţionar majoritar la E-ON Gaz România), respectiv Gaz de France (acţionar majoritar la S.C. "Distrigaz Sud" - S.A.), se prevede, pentru următorii 8 ani, realizarea unui program minim de investiţii de circa 300 milioane euro pentru fiecare din cele două societăţi.

C2.2. Necesarul de investiţii în domeniul petrolier

Necesarul de investiţii în domeniul petrolier pe perioada 2007-2010 estimat de S.C. "Petrom" - S.A.:

● lucrări de explorare-producţie (1,5 miliarde euro):

- menţinerea unui nivel stabil al producţiei în România la 210.000 boe/zi după 2010;

- dezvoltarea regiunii caspice într-o regiune de bază;

- atingerea unei rate de înlocuire a rezervelor de 70% în 2010;

- creşterea cheltuielilor de explorare la 100 milioane euro/an;

● investiţii în sectorul prelucrare-rafinare (1 miliard euro):

- creşterea gradului de utilizare până la 95% şi îmbunătăţirea costurilor de rafinare;

- creşterea eficienţei tehnice şi economice a instalaţiilor;

- alinierea calităţii produselor la normele UE până la sfârşitul lui 2007;

● investiţii în sectorul distribuţie (500 milioane euro):

- creşterea vânzărilor prin staţiile de distribuţie la 3 milioane litri/an;

- construirea a 250 staţii de distribuţie Petrom V până în 2010;

- acoperirea pieţei în proporţie de 35% în 2010;

- demolarea şi reconstrucţia a 10 depozite majore până în 2010;

Necesarul de investiţii pentru reabilitarea şi modernizarea conductelor magistrale de transport ţiţei (80 milioane euro):

- creşterea siguranţei transportului pe conductele magistrale;

- optimizarea proceselor din staţiile de pompare prin introducerea de tehnologii moderne de control şi supraveghere, compatibile cu sistemul SCADA;

- finalizarea implementării sistemului SCADA pentru întregul sistem de transport;

- creşterea capacităţilor de interconectare a sistemului de transport la noile perimetre de exploatare a sistemului;

- optimizarea consumurilor energetice;

- reducerea costurilor de operare ale sistemului de transport;

- participarea la proiectul paneuropean de transport al ţiţeiului din Marea Caspică.

Necesarul de investiţii pentru reabilitarea şi dezvoltarea instalaţiilor de la "Oil Terminal" Constanţa (100 milioane euro).

C3. Subsectorul energiei electrice şi termice

Producerea energiei electrice va urma un proces de restructurare şi înnoire a capacităţilor energetice prin reabilitarea unităţilor existente viabile, închiderea unităţilor neviabile şi construcţia de noi unităţi de producere a energiei electrice.

În vederea asigurării unui mix energetic echilibrat, prioritate se va acorda investiţiilor în unităţi de producere a energiei electrice ce utilizează:

- surse regenerabile de energie;

- cărbune prin tehnologii curate;

- energia nucleară prin tehnologii sigure şi cu impact redus asupra mediului.

În restructurarea sectorului de producere a energiei electrice se vor urmări:

- menţinerea pe cât posibil a indicatorilor de concentrare a pieţei angro de energie electrică cel puţin la nivelul existent înainte de restructurare;

- regruparea unităţilor de producere, ca urmare a procesului de privatizare a centralelor termoelectrice şi hidroelectrice;

- consolidarea unor producători competitivi la nivel regional prin achiziţia de unităţi de producere a energiei electrice în mai multe ţări din regiune;

- analiza oportunităţii privind internalizarea/privatizarea serviciilor de mentenanţă şi reparaţii în cadrul societăţilor pe care le deservesc.

Statul va păstra pachetul de control asupra principalelor unităţi de producere a energiei electrice, totalizând o putere instalată suficientă pentru a putea asigura siguranţa energetică a ţării. Se va analiza integrarea acestor producători cu societăţi de distribuţie aflate în proprietatea statului, rezultând companii puternice la nivel regional.

Măsurile care vor fi luate în domeniul producţiei, transportului şi distribuţiei de energie electrică şi termică sunt următoarele:

Producerea energiei electrice şi activităţi asociate

● Promovarea realizării de proiecte green field, cu atragere de capital şi investitori specializaţi în domeniul producţiei de energie pe bază de cărbune, gaze naturale, resurse hidro, precum şi prin cogenerare eficientă.

● Reorganizarea sectorului de producere a energiei electrice folosind mecanisme de piaţă şi de privatizare pe piaţa de capital sau cu investitori strategici care să asigure un climat concurenţial real între entităţi echilibrate ca structură de producţie.

● Valorificarea cărbunelui cu eficienţă ridicată în grupuri reabilitate şi în grupuri noi cu tehnologii performante, cu respectarea standardelor de mediu.

● Privatizarea unor termocentrale cu costuri de producţie relativ mari, în vederea retehnologizării şi eficientizării acestora de către producători privaţi de energie electrică. În cazul în care nu se realizează privatizarea acestor capacităţi nerentabile, ele vor fi închise.

● Asigurarea finanţării proiectelor de investiţii de mediu şi reabilitări/modernizări din cadrul complexurilor energetice Turceni, Rovinari şi Craiova prin privatizare sau alte soluţii alternative.

● Realizarea de societăţi mixte pentru construirea de noi capacităţi în cadrul unor proiecte green/brown field în termocentrale aparţinând S.C. "Electrocentrale Bucureşti" - S.A. şi S.C. "Termoelectrica" - S.A.

● Continuarea programului de privatizare a microhidrocentralelor.

● Continuarea programului de retehnologizare a grupurilor hidroenergetice prin reabilitarea până în anul 2020 a unor capacităţi de producţie cu o putere totală de 2.328 MW, sporul de putere fiind de 69 MW.

● Valorificarea eficientă a potenţialului hidroenergetic, prin realizarea de noi capacităţi de producţie, inclusiv prin atragerea de capital privat.

● Realizarea centralei hidroelectrice de acumulare prin pompaj Tărniţa-Lăpuşteşti, pentru satisfacerea cererii de servicii de sistem pe piaţa de energie internă şi regională şi optimizarea regimurilor de funcţionare ale Sistemului energetic naţional. Finanţarea se va putea asigura şi prin aport de capital privat.

● Continuarea programului de energetică nucleară prin finalizarea până în anul 2015 (începerea exploatării comerciale) a unităţilor 3 şi 4 Cernavodă, prin atragerea de capital privat. Elaborarea unui studiu privind valorificarea lucrărilor efectuate la Unitatea 5.

● Finalizarea urgentă de către Ministerul Transporturilor a proiectelor de amenajare a Dunării în vederea asigurării apei de răcire la CNE Cernavodă (pragul Bala sau CHE Măcin) şi începerea execuţiei lucrărilor.

● Continuarea producţiei de apă grea la RAAN Drobeta-Turnu Severin, la preţuri de cost competitive, pentru acoperirea necesarului Unităţilor 3 şi 4 Cernavodă.

● Managementul în siguranţă al deşeurilor radioactive, inclusiv constituirea resurselor financiare necesare pentru depozitarea finală şi dezafectarea unităţilor nuclearoelectrice.

● Implementarea mecanismului de tranzacţionare a permiselor de emisii, conform cerinţelor Uniunii Europene privind reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră.

Producerea energiei electrice trebuie să urmărească în permanenţă consumul. Pentru asigurarea variaţiilor consumului de electricitate sunt necesare:

- asigurarea unor diferenţe cât mai mici între vârfurile şi golurile de consum prin măsuri de utilizare eficientă a energiei, politica tarifară a furnizorilor etc.;

- construirea centralei cu acumulare-pompare Tarniţa-Lăpuşteşti;

- construirea de unităţi de producere a energiei electrice capabile să-şi modifice rapid puterea produsă (de exemplu, turbine pe gaze naturale);

- asigurarea prin retehnologizare a posibilităţii funcţionării la sarcini parţiale pentru unităţile de producere a energiei electrice pe cărbune.

Necesarul de investiţii în domeniul producerii de energie electrică până în anul 2020 este estimat la 12,7 miliarde euro.

Transportul şi distribuţia energiei electrice

În activităţile cu caracter de monopol natural, transportul şi distribuţia de energie electrică, se au în vedere:

● continuarea procesului de dezvoltare, modernizare şi retehnologizare a reţelelor de transport şi distribuţie în concept de reţea inteligentă cu pregătirea corespunzătoare a conectării la reţea a resurselor regenerabile;

● realizarea cablului electric submarin HVDC între România şi Turcia, în parteneriat cu investitori privaţi;

● analiza oportunităţii realizării unei staţii electrice back-toback la Isaccea, identificarea potenţialilor participanţi la compania de proiect şi realizarea staţiei;

● mărirea gradului de interconectare cu statele din Uniunea Europeană şi zona Mării Negre, pentru a beneficia de poziţia strategică a României în tranzitul de energie electrică de la circa 10% în prezent la 15-20% în orizont 2020;

● întocmirea şi realizarea unui program naţional de electrificare a localităţilor şi a zonelor neelectrificate;

● analiza oportunităţii privind internalizarea/privatizarea serviciilor de mentenanţă şi reparaţii în cadrul societăţilor pe care le deservesc;

● evaluarea posibilităţilor de a unifica companiile de distribuţie proprietate a statului (neprivatizate) într-o unică companie şi care, pe baza unor criterii de performanţă şi a unui management privat, să poată deveni un important actor regional.

Operatorul de transport şi sistem preconizează investiţii totale de 2 miliarde euro, în următoarea structură:

● 1,45 miliarde euro investiţii directe din tarif;

● 0,15 miliarde euro investiţii din tarif, în regim special (investiţii directe în străinătate - vezi linii Moldova plus contribuţii la proiect cablu submarin);

● 0,45 miliarde euro investiţii din taxa de racordare (noi unităţi de producere a energiei electrice, hidrocentrala cu acumulare-pompare Tarniţa-Lăpuşteşti etc.).

Pentru buna funcţionare a reţelei electrice de distribuţie (RED), pentru reabilitarea şi modernizarea acesteia, precum şi pentru instalaţiile noi necesare alimentării consumatorilor în condiţii de calitate şi siguranţă este necesară suma de 3,4 miliarde euro, în perioada 2007-2020.

Dezvoltarea pieţei de energie electrică şi a infrastructurii aferente

În vederea dezvoltării pieţei de energie electrică se au în vedere următoarele acţiuni:

● participarea activă la realizarea pieţei regionale de energie electrică din zona centru-est şi sud-estul Europei, în vederea integrării acesteia în piaţa internă a Uniunii Europene;

● susţinerea realizării la "Opcom", în Bucureşti, a Operatorului pieţei regionale de energie electrică (Bursei regionale de energie) şi a Oficiului de licitaţii coordonate pentru alocarea în plan regional a capacităţilor pe liniile de interconexiune (Coordinated Auction Office);

● perfecţionarea cadrului de reglementare actual, inclusiv prin introducerea unei pieţe de capacităţi eficiente;

● întărirea capacităţii instituţionale şi a independenţei ANRE;

● perfecţionarea mecanismelor de supraveghere a pieţei şi scurtarea timpului de corectare a funcţionării necorespunzătoare a acestora;

● asigurarea predictibilităţii reglementărilor, transparenţei şi nediscriminării pe piaţa de energie;

● implementarea unor mecanisme care să permită satisfacerea nevoilor de energie ale sectorului industrial energointensiv, fără a distorsiona piaţa concurenţială;

● înlocuirea tarifului social pentru energie electrică şi a subvenţiei acordate pentru energie termică cu ajutoare sociale destinate numai categoriilor vulnerabile de consumatori.

Energia termică şi sisteme centralizate de încălzire urbană

Obiective pe termen scurt:

● stabilirea potenţialului de cogenerare (şi trigenerare) - industrial; pentru încălzire; agricol (consum termic şi de frig);

● creşterea eficienţei sistemelor de încălzire centralizată şi menţinerea pe această bază a consumului urban de energie termică;

● identificarea tuturor resurselor energetice şi primare locale din arealul de cogenerare:

- resurse energetice primare fosile;

- resurse energetice regenerabile;

● elaborarea strategiilor locale pentru implementarea (dezvoltarea) cogenerării în localităţile sau zonele identificate ca având un potenţial de cogenerare;

● elaborarea studiilor de fezabilitate pentru promovarea celor mai eficiente soluţii de producere a energiei electrice şi termice în cogenerare şi pentru exploatarea întregului potenţial de resurse regenerabile.

Obiective pe termen mediu şi lung:

● reducerea cheltuielilor pentru încălzire pentru consumatorii casnici, până la valoarea de maximum 10% din venitul mediu brut pe locuitor;

● realizarea unor unităţi de producţie a energiei electrice şi termice în cogenerare cu randamentele de peste 80%, corelat cu prevederile Directivei 2004/8/CE ;

● înlocuirea reţelelor de conducte pentru transportul agentului termic primar şi a reţelelor uzate şi supradimensionate de distribuţie a energiei termice, precum şi reducerea pierderilor tehnologice în reţele la valori sub 15%;

● retehnologizarea staţiilor şi substaţiilor termice, prin echiparea acestora cu schimbătoare de căldură de înaltă eficienţă, pompe cu turaţie variabilă, automatizare completă şi monitorizare de la distanţă;

● implementarea sistemelor de măsuri şi control pe tot lanţul energetic sursă - reţea - consumator, pentru evidenţierea cât mai exactă a pierderilor aferente diverselor subansamble energetice şi înlocuirea corectă a bilanţurilor energetice;

● reducerea sau eliminarea completă a unor reţele secundare de distribuţie prin instalarea de substaţii sau module termice la nivel de imobil;

● înlocuirea completă a reţelelor de distribuţie a energiei termice din interiorul imobilelor şi adaptarea configuraţiei acestora necesităţilor pentru contorizarea individuală a consumului de energie termică la nivel de apartament;

● contorizarea tuturor consumatorilor individuali de energie termică atât în condominii, cât şi în locuinţe individuale, concomitent cu montarea robineţilor termostatici pe fiecare aparat de încălzire şi a contoarelor pentru apa caldă de consum. Se va crea astfel posibilitatea încheierii de contracte individuale pentru fiecare consumator casnic, cu facturare directă, precum şi posibilitatea consumatorului de a-şi regla confortul termic în funcţie de necesităţi şi de capacitatea de plată, iar operatorul serviciului de furnizare a energiei termice va putea să restricţioneze furnizarea agentului termic doar la consumatorii care nu respectă prevederile contractuale, fără a afecta calitatea serviciului furnizat celorlalţi consumatori din condominiu;

● informarea şi orientarea (educarea) populaţiei privind necesitatea economisirii resurselor energetice, protecţia mediului şi extinderea utilizării resurselor energetice regenerabile;

● extinderea şi implementarea programelor de utilizare a resurselor regenerabile şi a producerii în cogenerare a energiei electrice şi termice, inclusiv în mediul rural.

Strategia naţională privind alimentarea cu energie termică a localităţilor prin sisteme de producere şi distribuţie centralizate evaluează necesarul de investiţii până în anul 2015, pentru sistemele centralizate de încălzire urbană, la circa 340 milioane euro/an (total, circa 2,72 miliarde euro). Valoarea nu cuprinde investiţiile în centralele termoelectrice de cogenerare avute în vedere la estimările privind sectorul termoenergetic.

Programul naţional de electrificări

În ceea ce priveşte programul naţional de electrificări, acesta trebuie să ţină seama de prevederile legale în vigoare, şi anume:

● Legea energiei electrice (Legea nr. 13/2007), care prevede la art. 12:

"Art. 12. - (1) Electrificarea localităţilor se realizează cu fonduri din bugetele locale, din bugetul de stat sau din alte fonduri legal constituite.

(2) Autorităţile administraţiei publice locale şi ministerele implicate răspund de implementarea proiectelor şi a programelor de electrificare şi extindere a acestora." ...

● Hotărârea Guvernului nr. 328/2007 (apărută în Monitorul Oficial al României, Partea I, nr. 307 din 9 mai 2007) pentru aprobarea Programului "Electrificare 2007-2009" privind alimentarea cu energie electrică a localităţilor neelectrificate şi înfiinţarea Unităţii de management al programului (UMP). UMP se constituie în cadrul Ministerului Internelor şi Reformei Administrative şi îşi desfăşoară activitatea sub coordonarea executivă a secretarului de stat pentru comunităţi locale. UMP va avea printre atribuţii menţinerea legăturii cu toate autorităţile locale implicate (autorităţile administraţiei publice locale, MEF, MIRA) în vederea întocmirii de programe de execuţie a reţelelor necesare pentru electrificare sau extindere, după caz, şi a unor programe de finanţare, în funcţie de posibilităţile de finanţare. Astfel, programele de construcţie a reţelelor vor fi finanţate din:

- fonduri ale autorităţilor administraţiei publice locale, prin programe de investiţii proprii;

- fonduri de la bugetul de stat;

- fonduri ale distribuitorilor, unde gradul de rentabilitate permite;

- fonduri comune ale autorităţilor locale şi ale distribuitorilor;

- surse atrase prin credite bancare, fonduri europene, fondul constituit din perceperea tarifului de reţea.

Consiliile locale, cu consultarea operatorilor de distribuţie din zonă, vor coordona realizarea investiţiilor corespunzătoare programului amintit, în sensul aplicării listei de priorităţi întocmite de UMP, cu luarea în considerare, ca principiu director, a utilităţii pentru dezvoltarea economică viitoare a zonei (costul investiţiei specifice, numărul de persoane care urmează să beneficieze de aceste servicii etc.). Operatorii de distribuţie elaborează anual un studiu privind stadiul electrificării zonelor rurale şi stabilesc, în funcţie de priorităţile identificate de consiliile locale, necesarul de lucrări şi investiţii. De asemenea, operatorii de distribuţie elaborează, la solicitarea consiliilor locale, pe bază contractuală, studii punctuale pentru alimentarea cu energie electrică.

D. Resurse financiare pentru realizarea măsurilor propuse

Pentru realizarea măsurilor propuse sunt luate în considerare următoarele resurse financiare:

D1. Resurse financiare obţinute din restructurarea şi privatizarea companiilor din sectorul energetic.

● Atragerea de investiţii private în sectorul de producere a energiei electrice şi sectorul extractiv de cărbune, inclusiv prin stabilirea unor scheme de sprijin şi facilităţi pentru aceste investiţii.

● Promovarea unui cadru instituţional şi de proprietate al operatorului pieţei angro de energie electrică din România, în vederea extinderii activităţii la nivel regional.

● Listarea la bursă prin ofertă publică a unor pachete de acţiuni ale societăţilor comerciale din sectorul energetic şi din sectorul extractiv de cărbune.

● Emisiuni de obligaţiuni de către societăţile comerciale din domeniul energetic şi sectorul extractiv de cărbune, care pot fi ulterior transformate în acţiuni.

● Atragerea de investiţii private pentru finalizarea unităţilor 3 şi 4 ale CNE Cernavodă.

● Stabilirea prin hotărâre a Guvernului României a contribuţiei financiare a producătorilor de deşeuri radioactive în vederea constituirii resurselor financiare pentru dezafectarea unităţilor nuclearoelectrice şi construcţia depozitelor finale de deşeuri radioactive.

● Atragerea de capital privat prin vânzarea de microhidrocentrale.

● Asigurarea surselor de finanţare pentru programul de electrificări.

● Privatizarea unor societăţi din sectorul energetic, în conformitate cu strategia de privatizare aprobată de Guvernul României.

Pentru atragerea investiţiilor în sectorul energiei, Guvernul are în vedere acordarea unor stimulente de natură fiscală şi nefiscală, cu respectarea legislaţiei în domeniul ajutorului de stat.

D2. Resurse financiare obţinute de către societăţile comerciale din sectorul energetic din surse proprii şi din credite bancare obţinute de la organisme finanţatoare externe (BM, BERD, BEI, JBIC etc.) sau de la bănci comerciale, fără garanţia suverană a statului român. Aceste resurse financiare sunt susţinute prin preţurile practicate de operatorii economici şi contractele încheiate pe termen lung.

D3. Resurse financiare obţinute prin înfiinţarea unor societăţi comerciale cu capital mixt pentru realizarea de investiţii în grupuri energetice noi (brown/green field).

D4. Resurse financiare obţinute prin utilizarea adiţională la politicile de mediu a mecanismelor specifice promovate în cadrul Protocolului de la Kyoto, pentru reducerea emisiilor antropice de gaze cu efect de seră, prin proiecte de implementare în comun (Joint Implementation) şi prin dezvoltarea "schemelor de investiţii verzi" (GIS).

D5. Resurse financiare obţinute prin accesarea fondurilor structurale pentru finanţarea de proiecte în sectorul energetic.

Pe baza obiectivelor din Planul naţional de dezvoltare (PND) 2007-2013, în vederea accesării fondurilor comunitare în domeniul energetic, a fost definit Programul operaţional sectorial de creştere a competitivităţii economice şi dezvoltarea economiei bazate pe cunoaştere (POS CCE).

Având în vedere concordanţa dintre principalele obiective ale politicii energetice europene (siguranţa furnizării energiei, competitivitatea şi protecţia mediului) şi cele ale strategiei energetice naţionale, au fost identificate domenii prioritare din sectorul energetic sau conexe, spre care vor fi orientate finanţările din fonduri structurale, şi anume:

- îmbunătăţirea eficienţei energetice şi protecţia mediului (aproximativ 55% din alocarea financiară pentru Axa IV a POS CCE);

- valorificarea resurselor regenerabile de energie (aproximativ 30%);

- dezvoltarea interconectărilor reţelelor de transport al energiei electrice şi gazelor naturale cu cele ale statelor europene (aproximativ 15%).

Principalele tipuri de proiecte ce vor putea fi implementate în cadrul Axei IV a POS CCE vizează:

● investiţii în instalaţii şi echipamente la operatorii industriali, care să conducă la economii de energie;

● extinderea şi modernizarea reţelelor de transport al energiei electrice, gazelor naturale şi petrolului şi ale reţelelor de distribuţie a energiei electrice şi gazelor naturale, în scopul reducerii pierderilor în reţea şi realizării în condiţii de siguranţă şi continuitate a serviciului de transport şi distribuţie;

● realizarea de instalaţii de desulfurare, arzătoare cu NOx redus şi filtre pentru instalaţiile mari de ardere la unităţile de producere a energiei electrice şi termice cuprinse în Planul de implementare a Directivei 2001/80/CE privind limitarea emisiilor anumitor poluanţi în aer;

● modernizarea şi realizarea de noi capacităţi de producere a energiei electrice şi termice prin valorificarea biomasei, a resurselor microhidroenergetice, a resurselor energetice solare, eoliene, geotermale, a biocarburanţilor şi a altor resurse regenerabile de energie;

● interconectarea reţelelor de transport al energiei electrice şi gazelor naturale cu reţelele europene.

Gama potenţialilor beneficiari ai acestor proiecte cuprinde atât operatori economici, cât şi autorităţi locale.

Se estimează că circa 190 de proiecte vor putea fi realizate, în perioada 2007-2013, cu sprijinul cofinanţării din fonduri structurale, în cadrul Axei IV a POS CCE.

Obiectivul autorităţilor române este de a asigura un grad cât mai ridicat de absorbţie a fondurilor structurale în aceste domenii.

Cofinanţarea totală asigurată din fonduri structurale pentru aceste domenii, pe perioada 2007-2013, este de circa 638 milioane euro, în preţuri curente.

4.5. Prognoza sectorului energetic

Prognozele privind producţiile diferiţilor purtători de energie primară în perioada 2005-2015 indică o creştere moderată a producţiei interne totale. În această perioadă se va dubla producţia de energie electrică pe bază de combustibil nuclear, prin intrarea în funcţiune a Unităţii nr. 2 de la CNE Cernavodă, şi va creşte producţia pe bază de cărbune.

Evoluţia producţiei de resurse interne de energie primară în perioada 2005-2015 este prezentată în tabelul 4.13.

Tabelul 4.13. Evoluţia producţiei de resurse interne de energie primară

UM	2005	2006	2007	2008	2009	2009/ 2005 [%]	2010	2015
- Cărbune total, din care:	Mil tep Mil tone	6,19 31,64	7,29 36,6	8 41	7,12 35,2	7,62 38,2	127	7,8 39,40	7,75 37,1
Lignit**)	Mil tep Mil tone	5,10 28,69	5,79 32,6	32,6	33	6,12 34,27	120	6,2 35	6,25 35
Huilă	Mil tep Mil tone	1,09 2,95	0,92 2,59	1,05 3,00	1,05 3,01	1,08 3,10	135	1,12 3,20	1,50 4,00
- Gaze	Mil tep Mil mc	10,05 12,48	9,82 12	9,40 11,68	9,08 11,28	8,9 11,0	88,6	8,8 10,90	8,5 10,60
- Ţiţei	Mil tep	5,53	5,50	5,40	5,4	5,2	100	5,2	5,1
- Energie hidroelectrică	Mil tep TWh	1,69 19,90	1,4 16	1,4 16	1,4 16	1,4 16	*)	1,4 16	1,6 18
- Energie nuclearo- electrică minereu uraniu	Mil tep TWh	1,43 5,5	1,43 5,5	1,43 5,5	2,8 10,5	2,86 11	200 200	2,86 11	5,72 22
- Alţi combustibili RER	Mil tep	2,90	2,92	2,97	3,00	3,10	106,9	3,3	4,0
TOTAL PRODUCŢIE INTERNĂ DE ENERGIE PRIMARĂ	Mil tep	27,37	28,36	28,6	28,8	29,08	106,2	30,35	32,67

*) Raportarea producţiei hidroelectrice la anul 2005 este nerelevantă, datorită hidraulicităţii excepţionale din respectivul an. **) Realizarea producţiei de lignit este posibilă prin extinderea actualelor perimetre şi prin deschiderea şi exploatarea a noi perimetre.

4.6. Dezvoltarea pieţelor de energie

Piaţa de energie electrică

Programul de guvernare 2005-2008 şi Foaia de parcurs a României în domeniul energiei prevăd ca operatorul pieţei de energie electrică să iniţieze acţiunile necesare pentru extinderea la nivel regional a tranzacţionării pe piaţa spot a energiei electrice.

În anul 2007 se va proiecta cadrul instituţional şi de reglementare necesar pentru ca operatorul pieţei de energie electrică să funcţioneze ca bursă regională, în cadrul unui proiect de consultanţă finanţat de Banca Mondială. Finalizarea cu succes a acestui proiect necesită din partea tuturor entităţilor responsabile depunerea eforturilor necesare obţinerii consensului partenerilor regionali. Va avea loc dezvoltarea logistică şi de infrastructură necesară. Totodată, în vederea atragerii operatorilor de transport şi sistem din regiune ca participanţi în proiectul de creare a pieţei regionale de energie electrică şi a operatorului acesteia pe structura S.C. "Opcom" - S.A., se are în vedere deschiderea accesului acestora la acţionariatul S.C. "Opcom" - S.A., urmând modele europene viabile.

În acest sens, entităţile implicate în crearea pieţei regionale de energie - Ministerul Economiei şi Finanţelor, "Transelectrica", ANRE - susţin S.C. "Opcom" - S.A. în continuarea demersului de asumare a rolului de bursă regională, început în anii 2005-2006. Cadrul instituţional şi de reglementare reprezintă obiectul discuţiilor/negocierilor entităţilor din România reprezentate în Forumul de la Atena (MEF, ANRE, "Transelectrica") cu instituţiile regionale şi cu partenerii regionali omologi: ministere, operatori de sistem şi reglementatori din ţările semnatare ale Tratatului Comunităţii Energetice din sud-estul Europei. Urmând modelele existente în Europa (fragmentarea, respectiv cuplarea pieţelor), reprezentanţii României vor propune şi vor agrea cu partenerii regionali mecanismele care vor fi utilizate pentru integrarea pieţelor din sud-estul Europei.

Perioada experimentală, implicând participanţi din cadrul regional la tranzacţiile simulate organizate de S.C. "Opcom" - S.A., se va derula în cursul anului 2008.

Succesul iniţiativei va conferi României rolul de lider în crearea unui mediu concurenţial pentru tranzacţionarea energiei electrice, contribuind la instaurarea unui climat de cooperare în sud-estul Europei.

În perioada 2007-2010, piaţa de energie electrică din România se va consolida, crescând pe această bază gradul de încredere al participanţilor la piaţă. Legislaţia şi cadrul procedural vor fi permanent adaptate implementării directivelor şi reglementărilor Uniunii Europene şi regulilor dezvoltate de Grupul European al Reglementatorilor pentru Energie Electrică şi Gaz (ERGEG).

Continuarea liberalizării pieţei de energie şi deschiderea totală începând cu anul 2007 impun adoptarea şi implementarea de către ANRE a unor noi concepte: serviciu universal, furnizor de ultimă instanţă, profile de consum. Aceste concepte vor permite atât consolidarea relaţiilor concurenţiale, cât şi protejarea intereselor consumatorilor mici, fără putere de negociere.

Pentru asigurarea pe termen lung a siguranţei alimentării cu energie electrică prin stimularea investiţiilor pe fondul deficitului major de energie în sud-estul Europei, ANRE finalizează în a doua jumătate a anului 2007 cadrul legislativ pentru mecanismele de capacitate, în vederea implementării lui începând din anul 2008. Se vor evita interferenţele cu mecanismele pieţei regionale, ce pot crea distorsiuni.

Pentru consolidarea "Opcom" ca mediu de tranzacţionare naţional şi regional, este esenţială asigurarea condiţiilor optime menite a spori lichiditatea pieţelor administrate de operatorul de piaţă, prin concentrarea tuturor tranzacţiilor angro de energie electrică bursiere pe pieţele administrate de "Opcom". Se consolidează rolul "Opcom" de operator de decontare pentru piaţa pentru ziua următoare şi piaţa de echilibrare. Totodată, se are în vedere diversificarea portofoliului de produse de tranzacţionare pe pieţele centralizate administrate de "Opcom". Pe lângă produsele ce presupun livrarea fizică a energiei se vor lansa gradual produse financiare derivative destinate diminuării şi transferului riscului asociat tranzacţionării pe piaţa de energie electrică, susţinute de înfiinţarea unei case de compensare. Va continua consolidarea pieţei centralizate a certificatelor verzi, administrată de "Opcom".

Experienţa proiectării şi administrării produselor financiare va facilita şi implementarea unui cadru de tranzacţionare a certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră, respectiv a certificatelor pentru stimularea investiţiei în eficienţa energetică.

Piaţa de gaze naturale

Procesul de liberalizare a pieţei de gaze naturale din România s-a finalizat odată cu deschiderea completă a pieţei la 1 iulie 2007, conform Directivei europene a gazelor naturale 2003/55/CE .

Modelul de piaţă propus a fi dezvoltat prevede următoarele:

● S.N.T.G.N. "Transgaz" - S.A. să fie neutru financiar faţă de costurile echilibrării sistemului naţional de transport;

● Sistemul naţional de transport va fi operat pe baza unui concept de echilibrare reziduală zilnică, pentru a asigura operarea în siguranţă a sistemului;

● activitatea de operare de piaţă, axată în prezent pe monitorizarea dozajului import/total consum, va fi menţinută strict până la eliminarea diferenţelor dintre preţul gazelor de import şi al celor din ţară;

● taxele de dezechilibru aplicabile utilizatorilor reţelei vor reflecta în general costurile consecinţelor dezechilibrelor;

● preţurile angro pot varia în cursul întregului an în funcţie de costul marginal şi de alte aspecte fundamentale ale pieţei;

● preţurile angro nu vor fi reglementate şi vor reflecta atât contractele pe termen lung, cât şi valoarea de piaţă a furnizărilor flexibile pe termen scurt.

Dezvoltarea pieţei de gaze în următorii ani are în vedere următoarele:

● dezvoltarea concurenţei la nivelul furnizorilor de gaze;

● continuarea implementării unor metodologii de tarifare de tip "plafon";

● stimularea înfiinţării şi/sau reabilitării unor zăcăminte de gaze naturale în scopul creşterii cantităţilor de gaze naturale din producţia internă şi limitarea dependenţei de import;

● licenţierea de noi furnizori, care să desfăşoare tranzacţii pe piaţa angro, urmărindu-se diversificarea surselor de import.

Va continua procesul de aliniere a preţului gazelor naturale la producător la niveluri comparabile cu preţul de import, prin majorarea treptată a preţului producţiei interne, astfel încât, în funcţie de evoluţia preţului la importul de gaze şi a suportabilităţii consumatorilor din România, convergenţa preţurilor să fie atinsă cât mai curând, pe baza unui calendar realist şi cu respectarea reglementărilor comunitare privind subvenţiile şi ajutoarele de stat.

4.7. Energetica rurală

4.7.1. Opţiuni în sfera consumului de energie

Soluţiile de economisire a energiei în zona rurală sunt numeroase, oferind diverse termene de recuperare a investiţiilor, de la 1 an la 20 de ani. Într-o primă etapă, aceste opţiuni trebuie publicate, discutate şi/sau promovate prin presă. De pildă, trebuie explicat că biomasa pentru încălzire şi gătit trebuie bine uscată. Dacă umiditatea acesteia se reduce de la 40% (materialul verde) la 15% se câştigă 6% la energia pentru încălzire şi se produce mai puţin fum. De asemenea, trebuie promovate soluţiile de recuperare a căldurii gazelor arse, precum şi tehnicile eficiente de gătit. În orice regiune a ţării există persoane publice sau private capabile să ofere consilierea necesară.

Pentru clădirile existente se pot lua măsuri pentru reducerea pierderilor de căldură în sezonul rece şi a încălzirii excesive în sezonul cald. Acestea includ izolarea acoperişului (relativ ieftină) şi a pereţilor, folosirea geamurilor duble, etanşări ale uşilor şi ferestrelor. Trebuie evaluate costurile şi beneficiile fiecărei măsuri, stimulentele financiare şi eşalonarea plăţilor. Pentru clădirile noi din zonele rurale trebuie respectate şi îmbunătăţite continuu standardele de izolare termică a construcţiilor.

Sobele din zonele rurale au o eficienţă medie a energiei de circa 40%, în timp ce proiectele noi de sobe asigură randamente de 60% sau mai mult, dar sunt scumpe pentru populaţia rurală. Sunt necesare analize privind situaţia sobelor şi a gradului de utilizare a biomasei, precum şi un program public de sprijinire a instalării de sobe noi pentru grupurile sociale eligibile. Pentru iluminatul stradal sau al clădirilor publice lămpile eficiente trebuie să devină obligatorii. Autorităţile trebuie să sprijine de asemenea pregătirea lucrătorilor şi oamenilor de afaceri din zonele rurale, în vederea aplicării măsurilor de eficienţă energetică.

În concluzie, există o mare diversitate de măsuri de creştere a eficienţei folosirii energiei în zonele rurale, multe din acestea specifice, cu efect semnificativ în creşterea condiţiilor de locuit. Acestea includ:

● efectuarea de analize şi studii privind structura şi nivelul de folosire a energiei, în special în locuinţe;

● diseminarea de pliante şi alte materiale de prezentare a beneficiilor şi costurilor soluţiilor de economisire a energiei, specifice zonelor rurale;

● sprijinirea reţelelor de consultanţi energetici rurali;

● efectuarea, cu sprijin financiar din fonduri publice, de audituri energetice la întreprinderile de producţie şi de servicii rurale;

● explorarea de noi folosinţe pentru "surplusul" de energie în zona rurală, mai ales dacă se creează noi locuri de muncă;

● publicarea sistematică de informaţii asupra tuturor formelor disponibile de subvenţii şi granturi pentru programele energetice rurale;

● asigurarea de consultanţă gratuită antreprenorilor pentru înţelegerea măsurilor de economisire a energiei.

4.7.2. Opţiuni în sfera alimentării cu energie

În zonele rurale există o diversitate de forme de energie regenerabilă care pot fi utilizate în alimentarea cu energie a acestor zone sau a zonelor urbane.

● Biomasa este principalul combustibil rural, fiind folosit mai ales pentru încălzirea spaţiului şi a apei, precum şi pentru gătit. Toţi combustibilii fosili provin din biomasă şi deci biomasa poate fi cu uşurinţă transformată în combustibili solizi, lichizi sau gazoşi, bazaţi pe carbon. Biomasa din lemn reţine şi CO(2) atmosferic. În viitor, cantităţi mari de biomasă vor fi transformate în combustibili mai convenabili. De exemplu, biogazul cu 60% metan, produs fie din dejecţiile animalelor, fie direct din depozitele de deşeuri, poate fi folosit la generarea energiei electrice, la gătit sau la iluminat. Reziduul fermentatoarelor de biogaz este un excelent îngrăşământ agricol.

● Energia hidraulică. Microhidrocentralele pot reprezenta o opţiune de bază pentru alimentarea zonelor rurale neconectate la reţele. Pentru garantarea unei alimentări continue şi constante cu energie, aducţiunile trebuie protejate.

● Energia eoliană, ce poate fi utilizată inclusiv în zone rurale neelectrificate, în tandem cu sisteme de stocare a energiei. O fermă de vânt cu capacitatea de 50 MW necesită un cost de capital de circa 37 milioane euro şi produce o cantitate anuală de energie de 130.000 MWh, la o eficienţă medie de 30%.

● Energia geotermală este potrivită pentru încălzirea spaţiului şi a apei. Datorită amplasării, principalul potenţial de folosire se află în zone rurale - locuinţe, sere, acvacultură, pasteurizarea laptelui - la distanţe de până la 35 km de locul de extragere a apei calde.

● Energia solară poate economisi combustibilii fosili la încălzirea apei şi deci reduce emisiile de CO(2). Deoarece energia solară este în competiţie cu biomasa, principala cerere de apă caldă încălzită cu energie solară se află în zonele urbane. Panourile fotovoltaice sunt de asemenea utilizabile cu precădere în zonele urbane.

4.7.3. Surse pentru finanţarea proiectelor

Din următoarele 4 surse de finanţări de tip grant se pot asigura cofinanţări pentru proiecte de utilizare a surselor regenerabile de energie:

● Fondul Verde al UE, care poate acoperi până la jumătate din costurile de capital ale proiectelor pentru generarea de energie electrică. Finanţarea se poate extinde şi la acoperirea unor costuri de capital ale receptoarelor eficiente de energie;

● Fondul pentru dezvoltarea rurală, care cumulează o valoare de 8,02 miliarde euro, în perioada 2007-2013, potrivit Strategiei naţionale pentru dezvoltare rurală;

● Programul special (al UE) de acces pentru agricultură şi dezvoltare rurală (SAPARD);

● fonduri structurale (pentru agenţi economici).

4.8. Măsuri pentru reducerea impactului social

4.8.1. Impact social - utilizatori de energie

Sistemul de asigurare a accesului la energie trebuie să corespundă paradigmei europene a furnizării şi finanţării serviciilor de interes general (SIG), precum şi Strategiei Lisabona de modernizare a sistemelor de protecţie socială. Cartea Albă asupra SIG, COM (2004) 374 şi documentul SEC 2005 (1781) lasă la latitudinea statelor membre oportunitatea şi modalitatea concretă de finanţare a SIG, cu condiţia ca acestea să fie reglementate prin lege, mecanismele introduse să nu afecteze concurenţa în piaţă, să fie aplicate nediscriminatoriu şi transparent. Un principiu de bază al normelor europene admite finanţarea publică a costurilor fixe ale SIG. Finanţarea publică a costului fix al serviciului, în primul rând a mentenanţei şi investiţiilor, impune ca utilizatorii să plătească partea variabilă a facturii, dependentă de consum.

Accesul la energie pentru grupurile sociale cu venituri reduse, consumatori vulnerabili, trebuie asigurat în condiţiile în care pieţele energiei sunt decuplate de efectul finanţării publice a acestui serviciu de interes general. Pentru creşterea eficienţei şi încrederii în pieţele de energie, trebuie eliminate subvenţiile de la bugetul de stat către societăţile din sector.

Sistemul actual de asistenţă publică pentru accesul la energie

Sistemul de asistenţă publică pentru accesul la energie existent în anul 2007 este fragmentat, cu autoritate dispersată şi multiple finanţări publice. Pe lângă ajutoarele directe, inclusiv pentru creşterea eficienţei energiei în gospodăriile cu venituri reduse, sistemul mai include încă forme de subvenţii prin preţul energiei.

Ajutorul social pentru energie de tipul "preţ de referinţă", precum şi subvenţionarea unei părţi din valoarea combustibilului pentru sistemele centralizate de încălzire sunt variabile, impredictibile şi nu antrenează concurenţa tehnologiilor de încălzire. Subvenţiile prin preţuri convenţionale pentru căldură şi gaze naturale nu au motivat interesul furnizorilor pentru eficientizare. Fondurile publice pentru ajutoarele de energie nu menţin un interes suficient pentru folosirea eficientă a energiei de către consumatori, deoarece acoperă costuri variabile ale serviciului, şi nu costuri fixe. Cu excepţia componentelor administrate de MMSSF, resursele sistemului în ansamblu nu se alocă cu prioritate săracilor.

Sistemul are încă o acoperire redusă. Partea cea mai importantă a subvenţiilor finanţează consumatorii conectaţi la reţele (de electricitate, gaz şi încălzire centralizată), în timp ce pentru peste 50% din populaţie nu sunt încă îndeplinite obligaţiile României faţă de politicile UE de coeziune (art. 158 al Tratatului CE, fostul art. 130a).

Sistemul unitar de asistenţă socială pentru energie

Este necesar un sistem unitar de asistenţă socială pentru energie, care să cuprindă cele două componente de bază:

● plăţile sociale pentru energie pentru consumatorii cu venituri reduse alimentaţi din reţele, stabilite în funcţie de mărimea cheltuielilor fixe ale serviciului (componenta fixă a tarifului binom) pe întreaga perioadă a anului;

● integrarea gospodăriilor cu venituri reduse în programele naţionale de creştere a eficienţei energiei: reabilitarea termică a blocurilor de locuit, alte măsuri de creştere a eficienţei energiei şi folosirea surselor alternative de energie.

Pentru edificarea sistemului unitar de asistenţă publică pentru accesul la energie electrică, gaze naturale şi căldură sunt necesare următoarele măsuri:

● instituirea unor mecanisme eficiente de supraveghere a pieţelor de energie pentru creşterea eficienţei acestora şi încurajarea investiţiilor în modernizarea sectorului ca urmare a creşterii încrederii în pieţe. Sunt necesare monitorizarea şi supravegherea continuă a funcţionării pieţelor energiei electrice, gazelor naturale şi căldurii, eventual realizate de o instituţie competentă, independentă şi specializată;

● separarea clară a competenţelor şi responsabilităţilor autorităţilor de reglementare în domeniul energiei de cele ale ministerului responsabil cu asistenţa socială;

● întreaga asistenţă publică pentru accesul la energie se va bugeta transparent şi se va focaliza pe grupurile sociale cu venituri mici;

● dezvoltarea unei componente speciale a asistenţei publice pentru accesul la energie, vizând creşterea eficienţei energiei la consumatorii cu venituri mici, atât din mediul urban, cât şi din cel rural, cu accent pe reabilitarea termică a clădirilor şi a instalaţiilor de încălzire din gospodării.

Suportabilitatea preţurilor

Pentru asigurarea unui grad de suportabilitate a preţurilor energiei electrice, energiei termice şi gazelor naturale la consumatori sunt necesare următoarele măsuri:

● consolidarea pieţelor concurenţiale de energie;

● racordarea la piaţa regională de energie electrică şi gaze naturale;

● utilizarea optimă a resurselor energetice interne;

● perfecţionarea sistemelor de preţuri şi tarife;

● reducerea facturii cu energia plătită de populaţie şi de operatorii economici, prin creşterea eficienţei energetice pe întregul lanţ (producere, transport, distribuţie, consum), reducerea consumurilor specifice şi utilizarea de tehnologii noi, performante, în sectorul energiei;

● trecerea la un sistem de protecţie socială directă a populaţiei cu posibilităţi financiare reduse, prin înlocuirea tarifului social pentru energie electrică şi a subvenţiei acordate pentru energie termică cu ajutoare sociale destinate numai categoriilor vulnerabile de consumatori;

● creşterea siguranţei în alimentarea cu energie prin:

- diversificarea surselor şi rutelor de aprovizionare cu petrol şi gaze naturale şi reducerea dependenţei de importurile de resurse energetice;

- dezvoltarea reţelelor de transport de energie electrică şi gaze naturale şi creşterea capacităţilor de interconexiune cu ţările vecine;

- creşterea capacităţii de înmagazinare a gazelor naturale.

4.8.2. Impact social - salariaţi din sectorul energiei

Sectorul energiei necesită majoritar personal înalt calificat în meserii specifice. Deoarece instalaţiile energetice se utilizează în toate ramurile economiei naţionale, personalul calificat din sectorul energiei poate migra cu uşurinţă către alte sectoare, în lipsa unor măsuri adecvate de motivare şi stabilizare.

Importanţa socială deosebită a sectorului energiei face ca protestele sociale materializate în încetarea totală a activităţii să fie interzise în anumite subsectoare. Din această cauză protecţia socială a personalului angajat trebuie asigurată prin măsuri adecvate, inclusiv de ordin legislativ.

Totodată, restructurarea sectorului energiei electrice şi a celui de gaze naturale, precum şi introducerea mecanismelor concurenţiale pot genera disponibilizări neselective, cu pierderi de personal calificat pentru aceste sectoare.

Importanţa aspectelor sociale ce afectează personalul angajat în sectorul energiei este recunoscută prin Memorandumul social [4], negociat în cadrul Tratatului Comunităţii Energetice Sud-Est Europene, tratat la care România a fost ţară semnatară.

În anul 2007, structura de personal a sectorului energetic românesc este caracterizată printr-o relativă îmbătrânire. Sunt necesare atragerea de personal tânăr, calificat în meseriile specifice sectorului energetic, şi stabilizarea acestuia prin pachete motivaţionale eficiente.

Principalele măsuri pentru protecţia socială a personalului angajat în sectorul energiei sunt:

- asigurarea unor venituri corespunzătoare muncii prestate şi alinierea treptată la nivelul salariilor pentru activităţi similare din celelalte ţări membre ale UE, în condiţii de eficienţă economică şi productivitate a muncii;

- menţinerea şi dezvoltarea unor stimulente specifice (prime, spor de loialitate etc.);

- asigurarea de plăţi compensatorii în caz de disponibilizare;

- asigurarea unor condiţii de muncă civilizate, cu dotare tehnică modernă şi conforme cu cerinţele de securitate a muncii;

- menţinerea de către patronate şi ministerul de resort a unui dialog permanent cu federaţiile sindicale din domeniul energiei, în vederea preîntâmpinării formelor de protest;

- asigurarea şcolarizării specifice şi perfecţionarea continuă a personalului angajat;

- asigurarea unui pachet social în caz de pensionare anticipată sau disponibilizare, în funcţie de perioada lucrată în sectorul energiei;

- asigurarea de pachete de acţiuni la societăţile la care sunt salariaţi, în cazul privatizărilor pe piaţa de capital, în conformitate cu legislaţia în vigoare;

- organizarea de cursuri de formare profesională, precum şi alte măsuri de reconversie a forţei de muncă pentru personalul disponibilizat.

4.9. Securitatea energetică - element esenţial al dezvoltării economice

Strategia energetică are implicaţii majore asupra securităţii naţionale. Un rol esenţial în acest domeniu revine asigurării securităţii energetice prin: asigurarea unei balanţe echilibrate între cerere şi producţia naţională de energie, optimizarea structurii consumului de resurse energetice primare şi creşterea eficienţei energetice. Se va acţiona cu prioritate pentru diversificarea surselor şi rutelor de aprovizionare şi limitarea dependenţei de aprovizionare cu resurse energetice din import.

O altă influenţă asupra securităţii naţionale este legată de securitatea instalaţiilor energetice. Uniunea Europeană a stabilit abordarea unitară a protecţiei infrastructurilor energetice ("Protecţia infrastructurilor critice în lupta împotriva terorismului", adoptată de CE în 2004). România, în calitate de stat membru al Uniunii Europene, preia sarcinile care revin statelor membre din documentele legate de securitatea instalaţiilor.

Principalele direcţii de acţiune sunt:

● stabilirea instrumentelor legale de securitate a instalaţiilor, a capacităţilor de depozitare, a reţelelor şi infrastructurilor energetice, inclusiv a instalaţiilor nucleare;

● promovarea unor instrumente de încurajare a investiţiilor pentru capacităţi de producere a energiei electrice care sunt necesare pentru securitatea energetică, în conformitate cu Directiva 2005/89/CE;

● promovarea unor proiecte multinaţionale care să asigure diversificarea accesului la resursele energetice de materii prime, în mod special de gaze şi petrol (proiectul Nabucco şi conducta de petrol Constanţa-Trieste);

● promovarea unor proiecte menite să asigure o creştere a capacităţii de interconectare a sistemului electroenergetic cu sistemele ţărilor din sud-estul Europei (cablul submarin cu Turcia, linii electrice aeriene de 400 kV cu Serbia, Ungaria şi Republica Moldova);

● realizarea programelor privind creşterea securităţii construcţiilor hidroenergetice;

● încurajarea investiţiilor în vederea descoperirii de noi rezerve de hidrocarburi şi creşterea ratei de înlocuire a rezervelor;

● creşterea capacităţilor de înmagazinare subterană a gazelor naturale;

● interconectarea Sistemului naţional de transport gaze naturale cu sistemele similare din ţările vecine:

- interconectarea cu Ungaria, pe relaţia Arad-Szeged;

- interconectarea cu Bulgaria, pe relaţia Giurgiu-Ruse;

- interconectarea cu Ucraina, pe relaţia Cernăuţi-Siret;

- interconectarea cu Moldova, pe traseul Drochia-Ungheni-Iaşi

În vederea creşterii coeficientului de siguranţă în livrarea gazelor, pentru evitarea unor perturbaţii majore în sistemul naţional de transport şi, respectiv, în alimentarea cu gaze a consumatorilor în situaţii de criză, în conformitate cu recomandările cuprinse în directivele europene din domeniul creării stocurilor de ţiţei şi produse petroliere, se au în vedere atât diversificarea surselor de aprovizionare cu ţiţei şi gaze naturale prin interconectări energetice, cât şi creşterea capacităţii de înmagazinare subterană a gazelor naturale.

Programul de dezvoltare a depozitelor de înmagazinare subterană a gazelor naturale are ca obiectiv prioritar atât intensificarea ritmului de dezvoltare a capacităţilor existente, cât şi crearea de noi depozite pentru zonele care se confruntă cu greutăţi în alimentarea cu gaze atât sezoniere, cât şi zilnice şi orare, în vederea creşterii gradului de siguranţă în asigurarea cu gaze a tuturor consumatorilor, în condiţii imprevizibile.

Suplimentar faţă de acest program, în vederea asigurării echilibrării Sistemului naţional de transport şi, în acelaşi timp, a asigurării securităţii alimentării cu gaze naturale a consumatorilor rezidenţiali, în condiţii prestabilite, Ministerul Economiei şi Finanţelor a emis Ordinul privind constituirea de rezerve de gaze naturale cu rol exclusiv în echilibrarea SNT în perioada sezonului rece - perioadă caracterizată de un risc ridicat de producere a unor situaţii de criză.

4.9.1. Proiecte strategice

Proiectul Nabucco

Proiectul Nabucco are drept scop conectarea şi valorificarea rezervelor de gaze naturale din zona Mării Caspice şi din Orientul Mijlociu cu pieţele europene, prin construirea unei conducte pe teritoriul celor 5 ţări (Turcia, Bulgaria, România, Ungaria, Austria) şi care să aibă ca punct de plecare graniţa Turciei cu Georgia şi ca punct final nodul tehnologic Baumgarten din Austria.

Lungimea totală a conductei este de 3.282 km, din care 457 km pe teritoriul României, iar construcţia conductei urmează a se realiza în intervalul 2008-2011. Se preconizează că volumul de gaze ce urmează a fi transportat în anul 2011 este de 8 miliarde mc, cu o creştere liniară până la 25,5 miliarde mc în anul 2030.

Potenţialul de import al României din această sursă este apreciat la 2-5 miliarde mc/an.

Finanţarea proiectului şi derularea investiţiei se vor desfăşura în regim privat.

Întrucât până în prezent nu există un coridor de livrare între sursele avute în vedere şi zonele-ţintă de consum, Nabucco poate oferi o sursă de gaze naturale către piaţa europeană de gaze naturale şi astfel va juca un rol important în creşterea gradului de competitivitate a pieţelor de gaze europene în promovarea procesului de liberalizare a acestor pieţe, inclusiv în ţările în curs de aderare.

Proiectul Nabucco va determina creşterea securităţii în aprovizionarea cu gaze naturale pentru Europa, diversificarea surselor de aprovizionare cu gaze, accesul la rezervele importante de gaze naturale din zona Mării Caspice şi din Orientul Mijlociu pentru pieţele europene.

Acest proiect înseamnă stimularea competiţiei pe piaţa internă de gaze, întărirea rolului de ţară tranzitată de coridoare majore energetice de transport pentru pieţele din Europa Centrală şi de Vest, stimularea industriilor conexe care vor contribui la realizarea proiectului, prin implicarea companiilor româneşti furnizoare de produse şi servicii, inclusiv crearea de noi locuri de muncă.

Ideea construirii unei conducte transcontinentale a venit în contextul actual al scăderii constante a livrărilor de gaze din Marea Nordului. Creşterea dependenţei de gazele naturale ruseşti şi creşterea preţului la gazul lichefiat produs în ţările din nordul Africii au fost un semnal de alarmă pentru identificarea de noi soluţii viabile în domeniul aprovizionării cu gaze.

Proiectul Nabucco va asigura securitatea aprovizionării Europei cu gaze naturale, prin diversificarea surselor de energie. Proiectul beneficiază atât de sprijinul Uniunii Europene, care a numit un coordonator de proiect, cât şi de cel al instituţiilor financiare internaţionale (BEI, IFC şi BERD sunt gata să susţină proiectul cu fonduri corespunzătoare).

Conducta de tranzit ţiţei Constanţa-Trieste (PEOP - Pan European Oil Pipeline)

Ministerul Economiei şi Comerţului (actualul MEF) a efectuat "Studiul tehnico-economic pentru conducta petrolieră de tranzit în România", pentru proiectul de construcţie a conductei de transport al ţiţeiului între Constanţa şi Trieste (Italia). Acest studiu de fezabilitate a fost finanţat de Comisia Europeană prin Programul PHARE.

Studiul include examinarea parametrilor tehnici, financiari, juridici, comerciali şi de mediu, precum şi evaluarea capacităţii de transport şi a investiţiilor pentru conducta sus-menţionată.

Studiul de fezabilitate a proiectului a demonstrat existenţa ţiţeiului disponibil la export din regiunea Mării Caspice, estimat să crească de la un nivel anual de 50 milioane tone la 170 milioane tone în 2010 şi 344 milioane tone în 2020. Creşterea estimată în cantităţile de petrol caspic şi rusesc direcţionate către Marea Neagră semnalează existenţa unui deficit al capacităţii de transport în zona Mării Negre. Acest fapt este relevat şi de studiul de fezabilitate, care indică astfel oportunitatea dezvoltării proiectului PEOP.

Date tehnice ale proiectului:

● lungimea totală: 1.360 km, din care 649 km pe teritoriul României;

● ţări tranzitate: România, Serbia, Croaţia, Slovenia şi Italia;

● piaţa totală accesibilă: 298 milioane t/an, din care piaţa-ţintă 112 milioane t/an;

● capacitatea de transport - 3 variante: 40 milioane t/an, 60 milioane t/an sau 90 milioane t/an.

Proiectul este atractiv pentru investitorii strategici prin modalităţile comercial viabile şi sigure de transport ţiţei pe distanţe lungi pe care le poate oferi. Ruta propusă prin România-Serbia-Croaţia oferă cea mai directă cale de transport al ţiţeiului din zona estică a Mării Negre către piaţa europeană.

4.9.2. Infrastructuri critice

Infrastructura critică este reprezentată de sisteme distribuite, dinamice, de mari dimensiuni, cu comportament potenţial neliniar şi care sunt interconectate, susceptibile la multiple ameninţări şi generatoare de riscuri. Infrastructura critică cuprinde resursele fizice, servicii, obiective în care se desfăşoară activităţi informatice, reţele şi elemente de infrastructură care, în cazul indisponibilităţii sau distrugerii, ar avea un impact covârşitor asupra sănătăţii, siguranţei, securităţii sau bunăstării cetăţenilor sau asupra bunei funcţionări a autorităţilor statului.

Evoluţiile din ultimele două decenii au arătat creşterea vulnerabilităţilor societăţii cauzate de defectarea, distrugerea şi/sau întreruperea infrastructurilor tehnologice (transporturi, energie, informatică etc.), provocate de acte de terorism, dezastre naturale, neglijenţe, accidente, activităţi criminale.

La nivelul UE a fost elaborată Cartea Verde pentru un Program european privind protecţia infrastructurilor critice [COM (2005) 576 final], care identifică următoarele infrastructuri critice:

- producţia de gaze şi petrol, rafinare, prelucrare şi înmagazinare/stocare, incluzând şi conductele;

- producţia de electricitate;

- sistemele de transport al energiei electrice, gazelor şi petrolului;

- sistemele de distribuţie a energiei electrice, gazelor şi produselor petroliere;

- producerea, procesarea şi stocarea materialelor chimice şi nucleare;

- conductele pentru produse periculoase (substanţe chimice).

Luând în considerare complexitatea infrastructurii energetice, care înglobează mai multe subsisteme şi elemente critice care fac parte din domeniul producţiei de petrol, gaze, cărbune, energie electrică, instalaţii nucleare, capacităţi de stocare a resurselor energetice, capacităţi de producţie, sisteme de transport şi distribuţie, Guvernul va acţiona constant pentru:

- identificarea şi inventarierea infrastructurilor critice energetice;

- definirea domeniilor de risc şi stabilirea măsurilor specifice de protecţie, intervenţie şi recuperare;

- stabilirea interdependenţelor intrasectoriale şi intersectoriale şi reducerea vulnerabilităţilor rezultate din acestea;

- stabilirea prin normative interne a procedurilor de constituire a bazei de date din sectorul energetic, a metodologiei şi procedurilor de cooperare dintre operatorii privaţi şi de stat şi structurile centrale de coordonare;

- diseminarea informaţiilor şi cooperarea acţională, în vederea reducerii riscului unor incidente susceptibile de a produce perturbaţii extinse şi de durată la oricare dintre infrastructurile energetice;

- construirea şi aprofundarea conştiinţei organizaţionale privind securitatea infrastructurii critice;

- abordarea comună a problemei securităţii infrastructurilor critice energetice prin instituirea unui cadru organizatoric reglementat pentru colaborarea directă şi efectivă a tuturor actorilor publici şi privaţi, inclusiv prin proiecte de parteneriat public-privat.

Guvernul României va contribui prin măsuri adecvate la îmbunătăţirea protecţiei infrastructurii critice de interes european, prin dezvoltarea metodologiilor comune privind identificarea şi clasificarea ameninţărilor, asigurarea unei comunicări, coordonări şi cooperări eficiente, implementarea coerentă şi uniformă a măsurilor de protecţie şi definirea clară a responsabilităţilor factorilor cu competenţă în domeniu, acordând atenţie deosebită ameninţărilor teroriste.

Legislaţia naţională specifică

Strategia de securitate naţională defineşte domeniile de interes major:

● infrastructura de transport - în mod deosebit, construcţia de autostrăzi şi modernizarea rapidă a infrastructurii feroviare - şi reţeaua de management al traficului;

● infrastructura energetică;

● infrastructura de comunicaţii;

● managementul potenţialului hidrografic şi protecţia împotriva inundaţiilor;

● sistemul bazelor militare.

- Hotărârea Guvernului nr. 2.288/2004 pentru aprobarea repartizării principalelor funcţii de sprijin pe care le asigură ministerele, celelalte organe centrale şi organizaţiile neguvernamentale privind prevenirea şi gestionarea situaţiilor de urgenţă;

- Ordinul ministrului economiei şi comerţului nr. 660/2004 privind aprobarea Ghidului de identificare a elementelor de infrastructură critică din economie; s-au identificat principalele obiective a căror avariere poate provoca defectări, distrugeri şi/sau întreruperi ale infrastructurii de energie;

- Ordinul ministrului economiei şi comerţului nr. 796/2006 privind înfiinţarea grupului de lucru pentru protecţia infrastructurii critice din domeniul energiei electrice;

- Legea energiei electrice nr. 13/2007 stabileşte responsabilităţi privind securitatea energetică.

Obiective strategice privind infrastructura critică

Obiectivele strategice privind infrastructura critică sunt:

- stabilirea unor criterii generale privind includerea anumitor structuri în categoria "infrastructurilor critice";

- promovarea de acte legislative, reglementări sectoriale şi intersectoriale;

- abordarea interfeţelor dintre categoriile de infrastructuri critice;

- abordarea globală a problemelor de securitate a infrastructurilor critice;

- promovarea în mod intens a schimbului de experienţă şi expertiză atât în cadrul UE, cât şi în cadrul NATO;

- identificarea şi promovarea potenţialului "export" de securitate şi siguranţă a infrastructurilor critice ale României, în cadrul Uniunii Europene şi/sau UCTE;

- identificarea şi promovarea proiectelor de infrastructură transnaţionale, care pot contribui în viitor la creşterea capacităţii de asigurare a securităţii şi siguranţei în funcţionare a infrastructurilor critice;

- identificarea şi eficientizarea mecanismelor de finanţare a proiectelor viitoare, care vor contribui la creşterea capacităţii de asigurare a securităţii şi siguranţei în funcţionare a infrastructurilor critice;

- promovarea de proiecte naţionale de securitate industrială finanţate din Programul naţional de cercetare şi din Programul-cadru 7 al Uniunii Europene;

- promovarea unor studii naţionale de cercetare, sectoriale şi intersectoriale, privind protecţia infrastructurii critice.

4.10. Cercetarea ştiinţifică, componentă principală a creşterii competitivităţii economice în sectorul energetic

Cercetarea ştiinţifică, cu toate componentele sale (cercetare aplicativă, dezvoltare, inovare), constituie unul din factorii importanţi în dezvoltarea durabilă a sectorului energetic.

Principalele direcţii strategice de acţiune în acest domeniu vor fi:

● valorificarea potenţialului uman existent în prezent în cercetarea energetică, asigurarea stabilităţii şi întineririi în condiţiile creşterii nivelului de expertiză care să permită corelarea cunoştinţelor despre evoluţiile tehnice pe plan global cu posibilităţile de particularizare la nivel naţional;

● crearea de oportunităţi pentru stimularea tinerilor specialişti pentru a rămâne în ţară şi a lucra în cercetarea energetică românească, pentru a contribui la absorbţia fondurilor de cercetare europene;

● promovarea unor instrumente de încurajare a companiilor de producere, transport şi distribuţie a energiei electrice pentru finanţarea programelor proprii de cercetare-dezvoltare şi cofinanţarea proiectelor complexe de cercetare cu specific energetic;

● continuarea Planului sectorial de cercetare-dezvoltare în domeniul energiei şi creşterea fondurilor alocate pentru acest program;

● consolidarea unei structuri naţionale responsabile pentru elaborarea de studii necesare la elaborarea strategiilor şi politicilor energetice, pentru fundamentarea unor decizii în domeniu, pentru coordonarea şi chiar elaborarea unor proiecte complexe de dezvoltare de nivel naţional, regional, transfrontalier;

Domeniile prioritare pentru cercetarea aplicativă, dezvoltarea, inovarea energetică sunt următoarele:

- sisteme şi tehnologii energetice noi care să conducă la creşterea securităţii în alimentarea cu energie;

- promovarea unei structuri de resurse energetice primare, cu accent pe utilizarea cărbunilor prin tehnologii curate, a energiei nucleare şi a surselor regenerabile, de natură să mărească competitivitatea şi securitatea alimentării;

- informatizarea proceselor de producere a energiei electrice şi a proceselor decizionale în sectorul energetic;

- creşterea eficienţei energetice pe întregul lanţ energetic, cu accent deosebit pe reducerea pierderilor de energie în clădirile publice şi rezidenţiale şi la consumatorii industriali;

- promovarea tehnologiilor energetice curate şi a reducerii emisiilor de gaze cu efect de seră;

- promovarea de tehnologii de protecţie a mediului de efectele proceselor şi echipamentelor energetice:

● redarea haldelor de cenuşă în circuitul agricol;

● decontaminarea solurilor şi apelor din jurul centralelor electrice;

● reducerea emisiilor poluante ale centralelor electrice;

● captarea şi stocarea CO(2);

● reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră;

- promovarea transferului de cunoştinţe şi tehnologii în domeniul energetic;

- fundamentarea strategiilor energetice ale localităţilor;

- promovarea utilizării surselor de energie regenerabilă prin:

● actualizarea hărţilor cu potenţialul eolian, solar, biomasă, plante energetice etc.;

● studii cu privire la conectarea la sistemul energetic naţional a surselor de energie regenerabilă;

● studierea posibilităţii de utilizare a energiei valurilor;

● perfecţionarea mecanismelor de susţinere a investiţiilor în acest domeniu;

- identificarea de noi modalităţi de generare şi utilizare a hidrogenului şi perfecţionarea pilelor de combustie;

- cercetări fundamentale privind identificarea de noi surse de energie.

5. Măsuri pe termen scurt

5.1. Structura corporativă a producătorilor cu capital social de stat

Statul va păstra pachetul de control asupra principalelor unităţi de producere a energiei electrice, totalizând o putere instalată suficientă pentru a putea asigura siguranţa energetică a ţării.

Se va analiza integrarea acestor producători cu societăţi de distribuţie aflate în proprietatea statului, rezultând companii puternice la nivel regional. În funcţie de rezultatul analizei, sunt posibile regrupări ale unităţilor de producere aflate în prezent în cadrul S.C. "Hidroelectrica" - S.A., S.N. "Nuclearelectrica" - S.A., S.C. "Termoelectrica" - S.A., al complexurilor energetice, al altor producători de energie electrică şi termică.

Complexurile energetice

Privatizarea complexurilor energetice Rovinari, Turceni şi Craiova, cu asigurarea continuării activităţii de către investitorii privaţi în condiţiile impuse de legislaţia privind protecţia mediului sau integrarea unuia ori a mai multor complexe energetice într-o companie energetică naţională, aflată sub controlul statului.

Se va elabora o analiză pentru posibila identificare a unei soluţii de integrare a minelor de huilă viabile economic din Valea Jiului cu producători de energie electrică. Posibila integrare poate fi comercială, prin contracte sau organizaţională, prin crearea unui complex energetic.

S.C. "Termoelectrica" - S.A.

Măsurile preconizate pentru S.C. "Termoelectrica" - S.A. sunt:

- închiderea unor capacităţi nerentabile şi eficientizarea activităţii;

- privatizarea termocentralelor aparţinând S.C. "Termoelectrica" - S.A., prin realizarea unor grupuri noi la Brăila, Borzeşti, Doiceşti, Galaţi împreună cu investitori privaţi, prin constituirea de societăţi mixte, în care capitalul privat să fie majoritar.

S.C. "Electrocentrale" Deva - S.A.

Continuarea retehnologizării grupurilor energetice şi a lucrărilor de conformare la cerinţele de mediu, cu redimensionarea termocentralei la 4 grupuri energetice. Posibilă privatizare cu un investitor strategic care să continue activitatea cu cel puţin 4 grupuri în condiţiile impuse de legislaţia mediului sau altă soluţie rezultată în urma analizelor mai sus menţionate.

S.C. "Electrocentrale" Bucureşti - S.A.

Realizarea de societăţi mixte în vederea realizării de grupuri energetice noi la CET Sud (societate înfiinţată), CET Grozăveşti (societate înfiinţată), CET Vest (grup în construcţie realizat cu finanţare din surse proprii şi credit), CET Titan şi CET Palas - Constanţa. Acţiunea este în curs şi se va finaliza în anul 2008.

Centralele electrice din Bucureşti sunt centrale de sistem, dispecerizabile (excepţie CET Titan), cu rol important în asigurarea cu energie electrică a ţării.

S.C. "Hidroelectrica" - S.A.

Continuă privatizarea microhidrocentralelor conform programului aprobat de Guvern. S.C. "Hidroelectrica" - S.A. va fi privatizată parţial pe piaţa de capital. Pachetul de control va fi deţinut de statul român, S.C. "Hidroelectrica" - S.A. fiind un producător strategic. Acţionariatul rezultat în urma privatizării pe piaţa de capital va decide asupra oportunităţii scoaterii la vânzare a unor centrale de putere medie.

Până la pregătirea S.C. "Hidroelectrica" - S.A. în vederea listării la bursa de valori, societatea va proceda la emisiuni de obligaţiuni pe piaţa de capital, convertibile în acţiuni, cu termen de maturitate de 5-10 ani.

Sumele obţinute de pe piaţa de capital vor fi utilizate exclusiv pentru finalizarea unor obiective de investiţii prioritare, al căror termen de punere în funcţiune poate fi devansat cu 1-3 ani.

Extinderea domeniului de activitate al S.C. "Hidroelectrica" - S.A. prin investiţii în noi capacităţi de producţie, care să valorifice alte surse de energie regenerabilă: eoliană, solară şi biomasă.

În scopul diminuării riscului de hidraulicitate, S.C. "Hidroelectrica" - S.A. poate stabili relaţii economice, pe bază de contract pe termen mediu (3-5 ani), pentru achiziţionarea de energie electrică, cu o entitate din sectorul termo-energetic.

S.N. "Nuclearelectrica" - S.A.

Atragerea de investiţii private pentru finalizarea unităţilor 3 şi 4 ale CNE Cernavodă, conform strategiei specifice aprobate prin hotărâre de Guvern.

Listarea la bursă a S.N.N. - S.A. (10-15% din acţiuni) începând cu 2008. Pachetul de control de acţiuni va fi deţinut de statul român, S.N. "Nuclearelectrica" - S.A. fiind un producător strategic.

Centralele municipale de cogenerare

Varianta 1

Crearea unor societăţi mixte prin asocieri public-private în vederea modernizării unităţilor existente sau a construcţiei de unităţi noi, de înaltă eficienţă. Este necesară eliminarea limitărilor impuse prin Programul termoficare 2006-2009, prin care această activitate este transformată definitiv în monopol public, mai ales că Legea nr. 325/2006 prevede că producţia poate fi deţinută de orice operator economic de drept privat, privat al statului sau proprietate publică.

Varianta 2

Continuarea Programului termoficare 2006-2009 în forma aprobată de Guvern, dar cu eliminarea prevederilor privind monopolul asupra producţiei, cu rezultatele cunoscute până acum, şi numai în baza unei strategii la nivelul fiecărei localităţi, prin care să se stabilească consumul real de energie termică, necesarul de surse de producere, cu stabilirea investiţiilor noi ce trebuie făcute pentru consumul în bandă, soluţii pentru acoperirea restului de consum, care instalaţii din cele existente se mai menţin şi la care se vor efectua lucrări pentru încadrarea în normele de mediu, precum şi cele care trebuie retrase din exploatare şi casate. Pentru sistemele de transport şi distribuţie a energiei termice trebuie făcute redimensionări la nivelul consumului de energie termică la nivelul anilor 2010-2012.

Varianta 3

Soluţia cea mai bună este îmbinarea celor două soluţii, şi anume producători privaţi şi asocieri public-private, iar pentru transport şi distribuţie continuarea Programului termoficare 2006-2009, dar numai după realizarea strategiei menţionate la varianta 2.

5.2. Noi investiţii în centrale electrice din ţară

Centrala cu acumulare-pompare Tarniţa-Lăpuşteşti

Centrala cu acumulare-pompare Tarniţa-Lăpuşteşti este necesară în condiţiile realizării de noi unităţi nucleare şi pe cărbune, cu funcţionare în bază. Centrala se justifică şi prin realizarea de servicii de sistem la nivel regional. Modul de finanţare va fi stabilit prin studiul de fezabilitate, ce are termen de finalizare anul 2007.

Amenajarea în continuare a Dunării pe sectorul "Porţile de Fier II - Brăila"

Reanalizarea oportunităţii amenajării hidroelectrice Călăraşi-Silistra, în parteneriat cu Bulgaria, şi realizarea CHE Măcin.

Centrala hidroelectrică de pe Tisa

Acest obiectiv de investiţii urmează a se realiza în parteneriat cu Ucraina.

Centrala hidroelectrică Islaz

Începerea lucrărilor de execuţie la CHE Islaz, verigă absolut necesară pentru asigurarea condiţiilor de funcţionare în regim reversibil a agregatelor din sistemul hidroenergetic de pe Oltul inferior, cu o putere instalată, în regim de pompaj, de circa 250 MW.

Centrale pe combustibili fosili - green field

Conform procedurii de autorizare, autorităţile statului nu pot influenţa direct deciziile privind investiţiile private în unităţi de producere a energiei electrice. În aceste condiţii, strategia se axează pe:

- măsuri privind producătorii actuali aflaţi în proprietatea statului;

- mecanisme de atragere a investiţiilor private în construcţia de noi centrale electrice.

Până la data elaborării prezentei strategii au fost anunţate intenţii de construire a unor noi centrale electrice de către:

- PETROM - 800 MW, pe gaz, la Ploieşti;

- ALRO - 500 ... 900 MW, pe huilă din import, cu stocare de CO(2);

- "Energy Holding" - 400 ... 800 MW;

- "Electrabel" - 800 MW, pe huilă din import.

Centrale ce utilizează surse regenerabile

Clarificarea politicii privind cele 22 de centrale hidroelectrice neterminate, pe baza studiului de fezabilitate aflat în curs de elaborare (termen 2007). Posibilităţi:

- terminarea investiţiilor de către S.C. "Hidroelectrica" - S.A. prin fonduri proprii şi împrumuturi;

- realizarea de societăţi mixte S.C. "Hidroelectrica" - S.A. - investitor privat;

- privatizare în stadiul existent (cu obligarea cumpărătorului să finalizeze investiţia).

Crearea de stimulente prin legislaţie pentru investiţii în surse regenerabile eligibile:

- stimulente în faza investiţională - facilităţi prin Legea investiţiilor;

- stimularea în faza operaţională - sistemul cu certificate verzi pentru energia electrică;

garantarea preţului minim al Certificatului Verde pe o durată rezonabilă, pentru recuperarea investiţiei;

- facilităţi pentru racordarea la sistem a producătorilor de energie din surse regenerabile.

Urmărirea de către MEF a cotei de utilizare a surselor regenerabile de energie şi corectarea cadrului legislativ în cazul în care se dovedeşte a nu fi suficient de atractiv (de exemplu, prin modificarea plafonului de preţ al certificatelor verzi).

5.3. Noi investiţii în străinătate

Societăţile comerciale din sectorul energetic şi operatorii de transport "Transelectrica" şi "Transgaz" vor fi încurajaţi să-şi dezvolte activităţi în străinătate, în special în ceea ce priveşte:

● obţinerea de concesiuni şi exploatări de resurse energetice primare în ţări cu rezerve importante;

● realizarea sau achiziţia de capacităţi de producere a energiei electrice în ţările din regiune;

● participarea la proiecte internaţionale privind realizarea de capacităţi de transport gaze naturale sau petrol.

5.4. Decizii de ordin legislativ şi de reglementare

Pentru buna funcţionare a sectorului energetic şi dezvoltarea acestuia conform prevederilor prezentei strategii, este necesară crearea unui climat stabil şi predictibil în ceea ce priveşte cadrul legislativ şi de reglementare.

Noile reglementări trebuie emise numai după un proces de consultare suficient de lung, astfel încât entităţile interesate să-şi poată exprima punctele de vedere. Reglementările trebuie să fie nediscriminatorii şi să asigure atragerea investiţiilor în sector.

5.4.1. Sectorul petrolier şi gaze naturale

Pe termen scurt se impun o serie de modificări şi completări legislative, necesare armonizării complete cu acquis-ul comunitar din domeniu, care trebuie să vizeze, în principal, problematici ale:

● activităţii de înmagazinare subterană a gazelor naturale;

● creării unui mecanism de echilibrare a pieţei de gaze naturale, corelat cu mecanismul de echilibrare din piaţa de energie electrică;

● asigurării performanţelor şi flexibilităţii operaţionale a SNT;

● regimului juridic aplicabil infrastructurii de transport al ţiţeiului, al gazelor naturale, precum şi al produselor petroliere;

● sistemului de taxare a activităţilor din industria petrolului;

● regularizărilor aferente Legii petrolului;

● facilitării accesului la terenurile afectate de activităţile din sectorul petrolier.

În coroborare cu cele de mai sus, se impun:

- elaborarea legislaţiei secundare necesare consolidării procesului de deschidere integrală a pieţei de gaze naturale pentru revizuirea mecanismelor pieţei gazelor naturale, în vederea alinierii la practicile din Uniunea Europeană, creării pieţei secundare de gaze naturale şi reglementării modului de acoperire a dezechilibrelor;

- perfecţionarea mecanismului de subvenţionare directă a consumatorilor vulnerabili de gaze naturale printr-un mecanism transparent, având ca resurse financiare bugetul statului;

- transpunerea Directivei 2004/67/CE privind măsurile de garantare a securităţii aprovizionării cu gaze naturale;

- elaborarea Regulamentului de reducere a consumului de gaze naturale în stări critice şi aprobarea acestuia prin hotărâre de Guvern.

Având în vedere reglementările europene în materie se impune evaluarea obligaţiei privind asigurarea accesului reglementat la capacitatea conductelor construite în baza unor acorduri internaţionale încheiate cu Federaţia Rusă. În acest sens, se vor iniţia atât notificarea Comisiei Europene, cât şi negocierile aferente.

5.4.2. Sectorul energiei electrice

Facilitarea accesului la piaţa de energie din România, inclusiv pe pieţele centralizate, a participanţilor din alte ţări şi eliminarea barierelor de ordin administrativ (de exemplu, recunoaşterea prin reciprocitate a licenţelor participanţilor la piaţă din alte ţări sau introducerea conceptului de trader de energie, nelicenţiat).

Crearea pieţei de capacităţi sau a unui mecanism reglementat de remunerare a capacităţii, ca instrument de asigurare a siguranţei în funcţionare a SEN în condiţii de secetă sau alte perturbaţii de durată în sectorul de producere a energiei electrice.

Revizuirea mecanismelor Codului comercial al pieţei angro de energie electrică, în vederea:

- întăririi rolului "Opcom" ca operator al pieţei angro şi diversificării operatorilor doar pe piaţa cu amănuntul;

- revizuirii mecanismelor de producţie prioritară;

- revizuirii mecanismelor de decontare, inclusiv a celor privind decontarea pieţei de echilibrare;

- utilizării centralei cu acumulare-pompare la nivel regional;

- elaborării legislaţiei secundare (hotărâre a Guvernului României) privind constituirea resurselor financiare necesare pentru depozitarea finală şi dezafectarea unităţilor nuclearoelectrice.

Elaborarea legislaţiei secundare necesare deschiderii integrale a pieţei de energie electrică.

Elaborarea legislaţiei secundare necesare funcţionării unei staţii electrice back-to-back (Isaccea).

Amendarea actualei legi a energiei electrice sau iniţierea unui proiect legislativ nou în vederea creării unor facilităţi pentru utilizarea unor suprafeţe de teren din domeniul public al statului sau al comunităţilor locale pentru realizarea de obiective energetice (unităţi de producere a energiei electrice, reţele electrice).

Crearea mecanismului de subvenţionare directă a consumatorilor vulnerabili de energie electrică şi renunţarea la tariful social.

Perfecţionarea pieţei de certificate verzi în scopul atragerii volumului de investiţii necesar atingerii ţintelor negociate cu Comisia Europeană şi stabilite prin prezenta strategie. Reevaluarea limitelor de preţ impuse pe piaţa certificatelor verzi.

Introducerea conceptului de facturare pe consum net (net metering) pentru persoanele fizice şi micile întreprinderi care utilizează surse regenerabile de energie pentru producerea de energie electrică.

Elaborarea de reglementări tehnice şi comerciale care să încurajeze accesul pe piaţa românească a tehnologiilor performante de utilizare optimă a potenţialului naţional de resurse regenerabile şi care să nu pericliteze nivelul de siguranţă al SEN.

Crearea cadrului legislativ şi de reglementare pentru tranzacţionarea certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră.

Perfecţionarea mecanismelor de monitorizare a pieţei de energie electrică. Publicarea de către reglementator a unor rapoarte lunare relevante privind nivelul preţurilor şi volumul tranzacţiilor prin contracte.

5.4.3. Sectorul minier

Promovarea Strategiei energetice a României pentru perioada 2007-2020, precum şi implementarea acesteia impun adoptarea unui set de reglementări de natură legislativă şi organizatorică, având ca obiective principale:

- modificarea şi completarea Legii minelor nr. 85/2003;

- elaborarea şi promovarea cadrului de reglementări privind restructurarea financiară, reorganizarea în vederea viabilizării şi privatizării, lichidarea societăţilor miniere, drepturile şi obligaţiile autorităţilor publice locale din comunele/oraşele faţă de care societăţile miniere au obligaţii;

- elaborarea şi promovarea legii privind unele măsuri prealabile lucrărilor de decopertare şi haldare din carierele de lignit în vederea asigurării terenurilor necesare activităţii miniere;

- modificarea şi completarea Hotărârii Guvernului nr. 765/1994 privind stabilirea cotelor de cheltuieli necesare realizării, dezvoltării şi modernizării producţiei în sectorul extractiv minier, ţiţei şi gaze naturale;

- promovarea unui act normativ în vederea alocării fondurilor pentru securizarea minelor în care se opreşte activitatea companiilor societăţilor miniere care se dizolvă, din care să se asigure elaborarea tuturor documentaţiilor necesare aprobării închiderii şi a lucrărilor de conservare, până la începerea efectivă a lucrărilor de închidere;

- preluarea Directivei 2006/21/CE privind gestionarea deşeurilor provenite din industriile extractive;

- revizuirea cadrului de reglementări pentru închiderea minelor;

- promovarea actului normativ privind preluarea terenurilor reabilitate rezultate în urma închiderii minelor de către autorităţile publice locale;

- revizuirea normelor de tehnică a securităţii muncii în corelare cu normele internaţionale şi performanţele înregistrate în construcţia echipamentelor specifice;

- elaborarea şi promovarea actului normativ privind asigurarea structurii de personal obligatoriu pentru societăţile/companiile ce execută activităţi miniere, în corelare cu prevederile legislaţiei în vigoare;

- elaborarea şi promovarea legii privind drepturile şi obligaţiile persoanelor disponibilizate din activitatea minieră după 1 ianuarie 2007, inclusiv ale personalului care va asigura continuitatea activităţii până la închiderea obiectivului minier;

- promovarea actului normativ privind reorganizarea sectorului huilă pentru crearea unei structuri organizatorice viabile;

- elaborarea şi promovarea legii privind accesul la terenurile necesare activităţii miniere în cazul deschiderii unui nou zăcământ uranifer.

5.4.4. Energie termică

- Transpunerea în legislaţia naţională a prevederilor Directivei 2006/32/CE privind eficienţa energetică la utilizatorii finali şi serviciile energetice.

- Elaborarea reglementărilor privind schemele de sprijin pentru investiţiile în unităţi de producţie în cogenerare a energiei electrice şi termice, în unităţi de producţie a energiei utilizând resurse regenerabile, precum şi a schemelor de sprijin pentru producerea de energie în cogenerare, cu resurse regenerabile etc.

- Asigurarea prin lege a unor facilităţi pentru investitorii privaţi care investesc în retehnologizarea sistemelor de alimentare centralizată cu energie termică a populaţiei.

- Asigurarea prin lege a unor facilităţi pentru populaţie pentru încurajarea achiziţionării, montării şi utilizării unor instalaţii de încălzire şi preparare a apei calde de consum prin utilizarea unor resurse energetice regenerabile (panouri solare, pompe de căldură, generatoare eoliene, surse geotermale etc.).

- Promovarea de către stat a unor programe de investiţii şi sprijinirea autorităţilor administraţiei publice locale pentru retehnologizarea şi modernizarea sistemelor de alimentare centralizată cu energie termică a populaţiei.

- Asigurarea cu prioritate a cantităţilor de gaze naturale din producţia autohtonă, inclusiv cu garantarea continuităţii în alimentare pe termen lung a sistemelor de încălzire centralizată cu energie termică a populaţiei, ce utilizează unităţi de producţie în cogenerare.

- Realizarea unor instruiri referitoare la necesitatea conservării resurselor energetice fosile, reducerea consumului de energie şi folosirea resurselor energetice regenerabile ca obligaţie majoră faţă de generaţiile viitoare.

- Promovarea unor campanii de presă, precum şi prin alte mijloace de informare a necesităţii acordării de către populaţie a unor măsuri de creştere a eficienţei energetice, a reducerii consumului de energie, a conservării resurselor fosile de energie, a utilizării resurselor regenerabile, a protecţiei mediului şi a pericolului generat de fenomenul de încălzire globală.

5.4.5. Monitorizarea şi revizuirea strategiei energetice

Pentru urmărirea realizării obiectivelor stabilite prin strategia energetică naţională va fi întărit rolul compartimentului de specialitate din cadrul Ministerului Economiei şi Finanţelor (MEF). MEF va colecta, sintetiza şi publică periodic date relevante privind îndeplinirea obiectivelor stabilite prin strategie. Totodată MEF şi celelalte ministere şi autorităţi implicate vor propune hotărâri de Guvern şi proiecte legislative care să asigure transpunerea prevederilor strategiei şi atingerea obiectivelor, precum şi ajustări ale prevederilor acestui document.

Pe baza prevederilor prezentei strategii va fi elaborată politica energetică a României pe termen mediu şi scurt, precum şi programe energetice, în conformitate cu prevederile Legii energiei electrice nr. 13/2007.

6. Concluzii

Strategia energetică a României este conformă direcţiilor politice stabilite la nivelul Uniunii Europene şi contribuie la atingerea ţintelor stabilite de Comisia Europeană pentru ansamblul statelor comunitare.

Strategia asigură dezvoltarea durabilă a sectorului energetic românesc pentru perioada de timp până în anul 2020. Documentul va suferi periodic ajustări, în funcţie de dezvoltarea tehnologică, modificările strategiilor stabilite la nivelul Uniunii Europene şi evoluţiile din piaţa naţională de energie.

În realizarea scenariului optim de dezvoltare a sistemului energetic naţional pentru perioada 2007-2020 s-au luat în considerare următoarele direcţii:

● consumul naţional de energie electrică va creşte relativ constant cu circa 3% pe an în toată perioada analizată;

● vor intra în funcţiune unităţile nucleare nr. 3 şi 4 de la CNE Cernavodă, centrala cu acumulare-pompare Tarniţa-Lăpuşteşti, noi capacităţi termo şi hidro şi se vor retehnologiza unităţi existente;

● se va încuraja utilizarea surselor regenerabile, cu atingerea ţintei de 33% din consumul intern brut de energie electrică în anul 2010, 35% în anul 2015 şi 38% în anul 2020, realizat din aceste surse;

● se va încuraja utilizarea combustibililor solizi prin tehnologii curate;

● se va limita ponderea producţiei de energie electrică prin utilizarea combustibililor lichizi şi gazoşi. Aceşti combustibili se vor utiliza cu precădere în unităţi de cogenerare, necesare asigurării cu energie termică a populaţiei;

Măsurile prevăzute a fi realizate în următoarea perioadă se referă la structura corporativă a producătorilor de energie cu capital social de stat. Aceste măsuri prevăd continuarea privatizării complexurilor energetice, eficientizarea şi privatizarea unor grupuri energetice din cadrul S.C. "Termoelectrica" - S.A., eficientizarea S.C. "Electrocentrale" Deva - S.A., S.C. "Electrocentrale", continuarea privatizării microhidrocentralelor, pregătirea listării la bursă a S.C. "Hidroelectrica" - S.A. şi S.N. "Nuclearelectrica" - S.A., realizarea a noi investiţii în sectorul energetic, precum centrala cu acumulare şi pompaj Tarniţa-Lăpuşteşti, centrale pe combustibili solizi, centrale care utilizează surse regenerabile etc.

Ca urmare a programelor de utilizare eficientă a resurselor energetice şi energiei, precum şi a restructurării sectoriale, rata anuală a creşterii consumului de energie primară va fi jumătate din cea a creşterii economice, rezultând o decuplare semnificativă a celor doi indicatori.

După anul 2012, exportul de energie electrică va depăşi producţia realizată prin utilizarea combustibililor lichizi şi gazoşi proveniţi din import. Balanţa energetică a ţării va deveni astfel excedentară pentru prima dată în istorie.

În perioada 2007-2020, cele mai importante obiective care trebuie realizate, în conformitate cu prezentul document de strategie energetică, sunt:

Securitatea aprovizionării cu energie

● Se va menţine un echilibru între importul de resurse energetice primare şi utilizarea raţională şi eficientă a rezervelor naţionale pe baze economice şi comerciale.

● Se vor diversifica şi consolida, în cadrul stabilit la nivel european, relaţiile de colaborare cu ţările producătoare de hidrocarburi, precum şi cele cu ţările de tranzit.

● Se vor diversifica sursele de aprovizionare cu materii prime. România se angajează în dezvoltarea rutelor de transport al acestora (proiectul Nabucco şi conducta de petrol Constanţa-Trieste).

● Se va urmări încheierea de contracte pe termen lung pentru gaze naturale din import, pentru a diminua riscurile de întrerupere a furnizării, cu respectarea regulilor concurenţiale.

● Se va urmări încheierea de contracte pe termen lung pentru furnizorii interni de cărbune, care să le asigure acces la pieţele financiare, cu respectarea regulilor concurenţiale.

● Vor fi sporite investiţiile în domeniul extracţiei de cărbune şi de minereu de uraniu, în modernizarea şi reabilitarea echipamentelor, în continuarea susţinerii producţiei de huilă şi de minereu de uraniu prin ajutor de stat, în conformitate cu reglementările UE. Vor fi intensificate cercetările geologice şi punerea în exploatare de noi zăcăminte, precum şi acţiunile de închidere a minelor cu activitate oprită.

● Se vor efectua noi investiţii în domeniul exploatării rezervelor de gaze naturale, în dezvoltarea, reabilitarea şi dispecerizarea conductelor de gaze naturale, în creşterea capacităţii de înmagazinare a gazelor naturale.

● Statul va păstra pachetul de control asupra principalelor unităţi de producere a energiei electrice, totalizând o putere instalată suficientă pentru a putea asigura siguranţa energetică a ţării. Se va analiza integrarea acestor producători cu societăţi de distribuţie aflate în proprietatea statului, rezultând o companie puternică la nivel regional. Se propune Guvernului adoptarea unei decizii strategice în acest sens.

● În domeniul producerii de energie electrică va urma un proces de restructurare şi înnoire a capacităţilor energetice, prin reabilitarea unităţilor existente viabile, închiderea unităţilor neviabile şi construcţia de noi unităţi de producere. Efortul investiţional va fi susţinut în principal prin privatizare şi investiţii private.

● Va continua procesul de dezvoltare, modernizare şi retehnologizare a reţelelor de transport şi distribuţie a energiei electrice.

● Vor continua programele de dezvoltare, modernizare şi retehnologizare a reţelelor de transport şi distribuţie de energie termică, de dezvoltare, modernizare şi retehnologizare a unităţilor de producţie a energiei electrice şi termice în cogenerare.

● Vor fi abordate, în comun cu statele membre ale UE, problemele referitoare la protecţia infrastructurii critice din sistemul energetic în lupta împotriva terorismului.

Dezvoltarea durabilă

● Se va continua promovarea producerii energiei pe bază de resurse regenerabile, astfel încât consumul de energie electrică realizat din resurse regenerabile de energie electrică să reprezinte 33% din consumul intern brut de energie electrică în anul 2010, 35% în anul 2015 şi 38% în anul 2020. Din consumul intern brut de energie, 11% vor fi asigurate din surse regenerabile în anul 2010. În anul 2010 se va îndeplini ţinta naţională stabilită privind utilizarea surselor regenerabile de energie în producţia de energie electrică. Ritmul de utilizare a surselor regenerabile va continua să crească şi după anul 2010, astfel încât producţia de energie electrică din aceste surse în anul 2015 să reprezinte 35% din consumul intern brut de energie electrică, iar în anul 2020 să reprezinte 38%.

● Se vor stimula investiţiile în îmbunătăţirea eficienţei energetice pe întregul lanţ resurse, producţie, transport, distribuţie, consum.

● Se va promova utilizarea biocombustibililor lichizi, biogazului şi a energiei geotermale.

● Va fi susţinută activitatea de cercetare-dezvoltare şi diseminare a rezultatelor cercetărilor aplicabile.

● Se va continua luarea de măsuri pentru reducerea impactului negativ al sectorului energetic asupra mediului înconjurător, prin reabilitarea suprafeţelor şi refacerea mediului natural afectat de activităţile generate în sectorul energetic, prin promovarea realizării de proiecte green field, prin realizarea investiţiilor prognozate în protecţia mediului în instalaţiile mari de ardere din sectorul energetic, prin implementarea mecanismului de tranzacţionare a permiselor de emisii de gaze cu efect de seră, prin realizarea managementului în siguranţă al deşeurilor radioactive, inclusiv constituirea resurselor financiare necesare pentru depozitarea finală şi dezafectarea unităţilor nuclearoelectrice, prin realizarea de noi capacităţi de producţie utilizând tehnologii curate de ardere a combustibililor fosili.

● Va continua programul naţional de electrificări.

● Se vor lua măsuri pentru reducerea impactului social asupra consumatorilor de energie defavorizaţi.

Competitivitatea

● Vor continua dezvoltarea şi perfecţionarea mecanismelor pieţelor concurenţiale pentru energie electrică, gaze naturale, petrol, uraniu, certificate verzi, certificate de emisii de gaze cu efect de seră şi servicii energetice.

● Se vor extinde activităţile operatorului pieţei angro de energie electrică din România la nivel regional, precum şi participarea activă la realizarea pieţei regionale de energie şi a pieţei unice europene.

● Se va liberaliza tranzitul de energie în condiţii tehnice controlate de siguranţă în alimentare şi asigurare a accesului permanent şi nediscriminatoriu la reţelele de transport şi la interconexiunile internaţionale; va creşte capacitatea de interconexiune, de la circa 10% în prezent la 15-20% la orizontul anului 2020.

● Va continua procesul de restructurare, creştere a profitabilităţii şi privatizării în sectorul energetic (privatizarea se va realiza atât cu investitori strategici, cât şi prin listarea pe piaţa de capital).

● Va continua procesul de restructurare pentru sectorul de lignit, în vederea creşterii profitabilităţii şi accesului pe piaţa de capital.

● Se va menţine accesul la rezervele de huilă, în vederea asigurării securităţii energetice, în condiţii economice adecvate.

Valoarea estimată totală a investiţiilor necesare realizării obiectivelor prezentei strategii este de circa 35 miliarde euro.

Strategia energetică asigură menţinerea preţurilor la energie la un nivel corelat cu suportabilitatea consumatorilor din România, prin utilizarea raţională a surselor primare de energie naţionale şi prin asigurarea funcţionalităţii pieţelor de energie. Protecţia socială a salariaţilor din sectorul energiei este de asemenea o componentă importantă a acestei strategii.

Aplicarea prezentei strategii se bazează pe dezvoltarea pieţelor concurenţiale de energie electrică, gaze naturale şi resurse energetice. România va fi integrată în piaţa regională de energie, unde va avea un rol important. România promovează operatorul pieţei naţionale de energie electrică - "Opcom" ca operator al pieţei regionale.

Pentru buna funcţionare a sectorului energetic şi dezvoltarea acestuia conform prevederilor prezentei strategii este necesară crearea unui climat stabil şi predictibil în ceea ce priveşte cadrul legislativ şi de reglementare.

7. Bibliografie

[1] Commission of the European Communities Communication from the Commission to the European Council and the European Parliament - An Energy Policy for Europe (Sec(2007) 12) Brussels, 10.1.2007 Com(2007) 1 final

[2] Commission of the European Communities - Communication from the Commission - Biomass Action Plan (SEC(2005) 1573) Brussels, 7.12.2005 COM(2005) 628 final

[3] Commission of the European Communities - Communication from the Commission - Action Plan for Energy Efficiency: Realising the Potenţial (SEC(2006)1173) (SEC(2006)1174) (SEC(2006)1175) - Brussels, 19.10.2006 COM(2006)545 final

[4] Energy Community - Memorandum on Social Issues - www.energy-community.org

[5] Commission of the European Communities - Communication from the Commission - The Support of Electricity from Renewable Energy Sources - Brussels, 7.12.2005, COM(2005) 627 final

[6] Studiul privind reorganizarea şi dezvoltarea sectorului de producere a energiei electrice în România, în vederea creşterii siguranţei şi competitivităţii în condiţii de piaţă liberă - faza II, Studiul de dezvoltare cu costuri minime a sectorului de producere a energiei electrice - beneficiar C.N. "Transelectrica" - S.A., elaboratori PB Power (UK) şi ISPE (România), 2007

Anexa 1

───────

la Strategia energetică a României

──────────────────────────────────

DATE REFERITOARE LA TEHNOLOGIILE DISPONIBILE PENTRU PRODUCŢIA DE ENERGIE ELECTRICĂ


Surse de energie	Tehnologia luată în considerare pentru estimarea costurilor	Costul în 2005 (euro/MW/h)	Costul estimat în 2030 (euro/MW/oră cu 20-30 euro/tCO2)	Emisiile de GES (KgCO2eg/MW/oră)	Dependenţa de importuri a UE-27		Eficienţă	Sensibilitatea la preţul combustibilului	Rezerve demonstrate/ Producţia anuală
Surse de energie	Tehnologia luată în considerare pentru estimarea costurilor	Sursa AIE		Emisiile de GES (KgCO2eg/MW/oră)	2005	2030	Eficienţă	Sensibilitatea la preţul combustibilului	Rezerve demonstrate/ Producţia anuală
Gaze naturale	Turbină cu gaze în circuit deschis	45-70	55-85	440	57%	84%	40%	Foarte mare	64 ani
Gaze naturale	Turbină cu gaze cu ciclu combinat	35-45	40-55	400	57%	84%	50%	Foarte mare	64 ani
Petrol	Motoare Diesel	70-80	80-95	550	82%	93%	30%	Foarte mare	42 ani
Cărbune	Combustibil pulverizat cu desulfurizarea gazelor de evacuare	30-40	45-60	800	39%	59%	40-45%	medie	155 ani
	Ardere în strat fluidizat circulant	35-45	50-65	800			40-45%	medie
	Gazificare integrată într-un ciclu combinat	40-50	55-70	750			48%	medie
Nucleară	Reactor cu apă uşoară	40-45	40-45	15	Aproape 100% pentru minereuri de uraniu		33%	scăzută	Rezerve rezonabile 85 ani
Biomasă	Instalaţie de generare cu biomasă	25-85	25-75	30	zero		30-60%	medie	Regenerabile
Eoliană	Pe uscat	35-175	28-170	30			95-98%	zero
	Pe uscat	35-110	28-80	30			95-98%
	În larg	50-170	50-150	10			95-98%
	În larg	60-150	40-120	10			95-98%
Hidro	Mare	25-95	25-90	20			95-98%
Hidro	Mică (<10 MW)	45-90	40-80	5			95-98%
Solară	Fotovoltaic	140-430	55-260	100			/

Sursă: EU ENERGY POLICY DATA Brussels, 10.01.2007 SEC(2007) 12

Anexa 2

───────

la Strategia energetică a României

─────────────────────────────────

ESTIMAREA PRINCIPALELOR INVESTIŢII ÎN SECTORUL ENERGETIC PENTRU PERIOADA 2007-2020

Nr c r t	Subsector	Măsura	Perioada de derulare	Cost (estimare realizată de societăţi
0	1	2	3	4
1.	Protecţia mediului	2005-2017	2,6 miliarde euro
● investiţiile necesare în termocentrale pentru implementarea Planului de implementare asociat Directivei 2001/80/CE cu privire la limitarea emisiilor în aer ale anumitor poluanţi proveniţi din instalaţiile mari de ardere; ● implementarea Directivei 96/61/CE pentru prevenirea şi controlul integrat al poluării; ● implementarea Directivei 99/31/CE privind depozitarea deşeurilor industriale.	1,7 miliarde euro 400 milioane euro 500 milioane euro
2.	Eficienţa energe- tică	Valorificarea potenţialului naţional de economisire de energie, respectiv de reducere a pierderilor energetice, apreciat la 27-35% din resursele energetice primare (industrie 20-25%, clădiri 40-50%, transporturi 35-40%) prin măsurile prevăzute la cap. 4.4.2.B	2007-2020	2,5 miliarde euro
3.	Resurse regenera- bile	Investiţii în noi capacităţi de producere a energiei electrice, astfel încât consumul brut de energie electrică din sursele regenerabile să fie de 33% în anul 2010 şi 35% în anul 2015 din consumul brut naţional de energie electrică	2007-2015	1,8 miliarde euro
4.	Subsectorul minier	2006-2020	2,2 miliarde euro
● concentrarea producţiei în zonele viabile şi închiderea în condiţii de siguranţă a zonelor nerentabile; ● modernizarea şi reabilitarea echipamentelor din exploatările miniere de huilă şi lignit, viabile; ● susţinerea producţiei de huilă prin acordarea ajutorului de stat în baza Regulamentului nr. 1.407/2002; ● promovarea tehnologiilor noi şi achiziţionarea echipamentelor pentru exploatarea zăcămintelor de huilă, lignit şi uraniu; ● punerea în exploatare a noi perimetre pentru valorificarea lignitului; ● intensificarea cercetării geologice pentru creşterea gradului de cunoaştere a zăcămintelor de cărbune şi uraniu şi punerea în valoare a acestora; ● închiderea minelor cu activitate oprită, reabilitarea suprafeţelor şi refacerea mediului natural afectat; ● asigurarea achiziţionării suprafeţelor de teren necesare dezvoltării exploatărilor de lignit; ● modernizarea şi mărirea capacităţilor de rafinare a uraniului în conformitate cu necesarul calitativ şi cantitativ de combustibil nuclear.
5.	Subsectorul gazelor naturale	1,527 miliarde euro
● lucrări de cercetare geologică pentru descoperirea de noi rezerve; se vor realiza circa 10 km de prospecţiuni seismice şi circa 50 km foraj de cercetare geologică până în anul 2010; ● foraj de explorare şi punere în producţie de noi sonde. Lucrările de cercetare geologică au fost şi sunt axate pe intensificarea lucrărilor de prospecţiune şi explorare pentru testarea noilor posibile acumulări de hidrocarburi, puse în evidenţă în anii anteriori prin lucrări de prospecţiune geofizică şi geochimică, concomitent cu evaluarea prin foraje a acumulărilor de gaze naturale descoperite în anii anteriori. De asemenea, se are în vedere ca toate acumulările noi puse în evidenţă cu potenţial comercial să fie cât mai repede puse în producţie. ● creşterea capacităţii de înmagazinare subterană; Programul de dezvoltare a depozitelor de înmagazinare subterană a gazelor naturale are ca obiectiv prioritar atât intensificarea ritmului de dezvoltare a capacităţilor existente, cât şi crearea de noi depozite pentru zonele care se confruntă cu greutăţi în alimentarea cu gaze atât sezoniere, zilnice, cât şi orare, în vederea creşterii gradului de siguranţă în asigurarea cu gaze a tuturor consumatorilor în condiţii cât mai imprevizibile. Depozitele noi sunt programate a fi amenajate în zăcăminte semidepletate situate optim faţă de zonele deficitare şi în caverne de sare pentru zonele cu fluctuaţii zilnice şi orare ale consumului de gaze. Amplasarea acestor noi depozite se va face prin corelarea infrastructurii sistemului naţional de transport cu zăcămintele depletate selectate prin studii de pre şi fezabilitate, situate cât mai aproape de marii consumatori şi de zonele cu variaţii mari de consum sezoniere, zilnice şi/sau orare, atât pentru zona Moldova, cât şi pentru zonele adiacente traseului proiectului Nabucco. ● reabilitarea Sistemului Naţional de Transport gaze naturale (SNT) ● reabilitarea şi dezvoltarea reţelelor de distribuţie a gazelor	2007-2010 2007-2010 2007-2012 2007-2020 2007-2015	270 milioane euro 160 milioane euro 500 milioane euro 297 milioane euro 300 milioane euro
6.	Subsectorul petrolier	2007-2020	3,18 miliarde euro
● lucrări de explorare - producţie - menţinerea unui nivel stabil al producţiei în România la 210.000 boe/zi; - dezvoltarea regiunii caspice într-o regiune de bază; - creşterea producţiei internaţionale la 70.000 boe/zi; - reducerea costurilor de producţie sub 9 USD/boe; - atingerea unei rate de înlocuire a rezervelor de 70%; ● investiţii în sectorul prelucrare-rafinare - creşterea gradului de utilizare până la 95% şi îmbunătăţirea costurilor de rafinare; - alinierea calităţii produselor la normele UE; ● investiţii în sectorul distribuţie - construirea a 250 noi staţii de distribuţie a produselor petroliere; - demolarea şi reconstrucţia a 10 depozite majore; Necesarul de investiţii pentru reabilitarea şi modernizarea conductelor magistrale de transport ţiţei: - creşterea siguranţei transportului pe conductele magistrale; - optimizarea proceselor din staţiile de pompare prin introducerea de tehnologii moderne de control şi supraveghere, compatibile cu sistemul SCADA;	1,5 miliarde euro 1 miliard euro 500 milioane euro 80 milioane euro
- finalizarea implementării sistemului SCADA pentru întregul sistem de transport; - creşterea capacităţilor de interconectare a sistemului de transport la noile perimetre de exploatare a sistemului; - reducerea costurilor de operare a sistemului de transport; - participarea la proiectul Pan European de transport al ţiţeiului din Marea Caspică. Necesarul de investiţii pentru reabilitarea şi dezvoltarea instalaţiilor de la Oil Terminal Constanţa.	100 milioane euro
7.	Subsectorul de energie electrică	2007-2020	20,8 miliarde euro
Domeniul hidroenergetic: ● retehnologizarea în perioada 2008-2020 de centrale hidro cu o putere instalată de aprox. 2328 MW; ● proiecte în centrale hidro în derulare, în perioada 2008-2020 cu o putere instalată de 759 MW; ● proiecte noi de centrale hidro, posibil de realizat în perioada 2008-2020 cu o putere instalată de 209 MW; ● realizarea CHEAP Tarniţa, cu putere instalată de 1000 MW; ● realizarea AHE pe Tisa, cu putere instalată de 30 MW. Domeniul termoenergetic: ● Promovarea realizării de proiecte "Green Field", cu atragere de capital şi investitori specializaţi în domeniul producţiei de energie pe bază de carbune, gaze naturale, resurse hidro, precum şi prin cogenerare eficientă; ● Valorificarea cărbunelui cu eficienţă ridicată în grupuri reabilitate şi în grupuri noi cu tehnologii performante, cu respectarea standardelor de mediu; ● Sunt prognozate a se realiza în perioada 2008-2020 grupuri cu o putere instalată de circa 3000 MW şi vor fi casate în aceeaşi perioadă grupuri cu o putere instalată de circa 2900 MW. Domeniul nuclear: ● Continuarea programului de energetică nucleară prin finalizarea pană în anul 2015 (începerea exploatării comerciale) a unităţilor 3 şi 4 Cernavodă, prin atragerea de capital privat; ● Finalizarea urgentă de către Ministerul Transporturilor a proiectelor de amenajare a Dunării în vederea asigurării apei de răcire la CNE Cernavodă (pragul Bala sau CHE Măcin) şi începerea execuţiei lucrărilor; ● Continuarea producţiei de apă grea la RAAN Drobeta Turnu Severin, la preţuri de cost competitive, pentru acoperirea necesarului unităţilor 3 şi 4 Cernavodă; ● Domeniul energiei termice: ● Strategia naţională privind alimentarea cu energie termică a localităţilor prin sisteme de producere şi distribuţie centralizate evaluează necesarul de investiţii până în 2015, pentru sistemele centralizate de încălzire urbană, la circa 340 milioane euro/an. Domeniul distribuţiei de energie electrică: ● Necesar de investiţii pentru dezvoltarea reţelelor de distribuţie (filiale ale SC Electrica SA şi societăţi privatizate) Domeniul transportului de energie electrică: ● Retehnologizare/reparaţii capitale la peste 55 de LEA de 220 şi 400 kV ● Realizarea de linii noi - LEA 400 kV Oradea-Bekescsaba (2008), LEA 400 kV Porţile de Fier-Reşiţa (2009), LEA 400 kV Gadalin - Suceava cu interconexiune cu Republica Moldova şi Ucraina, LEA 400 kV Timişoara - Vrasac (Serbia) ● Trecerea la 400 kV a axei Gutinas- Bacău-Roman-Suceava, a axei Reşiţa-Timişoara- Arad ● Trecerea la 220 kV a centralei Porţile de Fier II ● Retehnologizarea/modernizarea de staţii de înaltă tensiune	2007-2015 2007-2020 2007-2020	4,7 miliarde euro 5,8 miliarde euro 2,2 miliarde euro 2,7 miliarde euro 3,4 miliarde euro 2 miliarde euro

Anexa 3

────────

la Strategia energetică a României

──────────────────────────────────

MĂSURI PRIVIND PERFECŢIONAREA CADRULUI LEGISLATIV ŞI DE REGLEMENTARE

Nr c r t	Subsector	Măsura	Responsabil	Perioada de realizare
0	1	2	3	4
1.	Eficienţă energetică şi resurse regenerabile	● transpunerea în legislaţia naţională a prevederilor Directivei 2006/32/CE privind eficienţa energetică la utilizatorii finali şi serviciile energetice şi a Directivei 2005/32/CE de instituire a unui cadru pentru stabilirea cerinţelor în materie de proiectare ecologică aplicabile produselor consumatoare de energie; ● elaborarea reglementărilor privind schemele de sprijin pentru investiţiile în unităţi de producţie în cogenerare a energiei electrice şi termice, în unităţi de producţie a energiei utilizând resurse regenerabile; ● elaborarea mecanismului de sprijin pentru producerea de energie în cogenerare eficientă; ● asigurarea prin lege a unor facilităţi pentru populaţie pentru încurajarea achiziţionării, montării şi utilizării de instalaţii de încălzire şi preparare a apei calde de consum prin utilizarea unor resurse energetice regenerabile (panouri solare, pompe de căldură, generatoare eoliene, surse geotermale etc.).	ANRE ARCE MEF ANRE ARCE MEF ANRE MEF ARCE MEF	2008 2008 2008 2008
2.	Subsectorul minier	● modificarea şi completarea Legii minelor nr. 85/2003; ● elaborarea şi promovarea cadrului de reglementări privind restructurarea financiară, reorganizarea în vederea viabilizării şi privatizării, lichidarea societăţilor miniere, drepturile şi obligaţiile autorităţilor publice locale din comunele/oraşele faţă de care societăţile miniere au obligaţii; ● elaborarea şi promovarea legii privind unele măsuri prealabile lucrărilor de descopertare şi haldare din carierele de lignit în vederea asigurării terenurilor necesare activităţii miniere; ● modificarea şi completarea Hotărârii Guvernului nr. 765/1994 privind stabilirea cotelor de cheltuieli necesare realizării, dezvoltării şi modernizării producţiei în sectorul extractiv minier, ţiţei şi gaze naturale; ● promovarea unui act normativ în vederea alocării fondurilor pentru conservarea şi închiderea minelor în care se opreşte activitatea, companiilor, societăţilor miniere care se dizolvă, din care să se asigure elaborarea tuturor documentaţiilor necesare aprobării închiderii şi a lucrărilor de conservare până la începerea efectivă a lucrărilor de închidere; ● revizuirea cadrului de reglementări pentru închiderea minelor prin modificarea şi completarea lor; ● promovarea actului normativ privind preluarea terenurilor reabilitate rezultate în urma închiderii minelor de către autorităţile publice locale; ● revizuirea normelor de tehnică a securităţii muncii în corelare cu normele internaţionale şi performanţele înregistrate în construcţia echipamentelor specifice; ● elaborarea şi promovarea actului normativ privind asigurarea structurii de personal obligatoriu pentru societăţile/companiile ce execută activităţi miniere, în corelare cu prevederile legislaţiei în vigoare; ● preluarea Directivei 2006/21/CE privind gestionarea deşeurilor provenite din industriile extractive; ● promovarea actului normativ privind reorganizarea sectorului huilă pentru crearea unei structuri organizatorice viabile.	ANRM MEF MEF MEF MEF MEF ANRM MEF MEF MEF MMFES MEF MEF MEF	2007 2007 2007 2008 2007 2007 2008 2008 2008 2008 2008
3.	Subsectorul gazelor naturale şi subsectorul petrolier	● elaborarea legislaţiei secundare necesare funcţionării pieţei integral deschise de gaze naturale şi revizuirea mecanismelor pieţei gazelor naturale, în vederea alinierii la practicile din Uniunea Europeană, creării pieţei secundare de gaze naturale, şi reglementarea modului de acoperire a dezechilibrelor; ● reglementarea regimului juridic aplicabil infrastructurii de transport al ţiţeiului, al gazelor naturale, precum şi al produselor petroliere; ● stabilirea sistemului de taxare a activităţilor din industria petrolului; ● facilitarea accesului la terenurile afectate de activităţile din sectorul petrolier; ● perfecţionarea mecanismului de subvenţionare directă a consumatorilor vulnerabili de gaze naturale, printr-un mecanism transparent, având ca resurse financiare bugetul statului; ● transpunerea Directivei 2004/67/CE privind măsurile de garantare a siguranţei în aprovizionarea cu gaze naturale. Elaborarea "Regulamentului de reducere a consumului de gaze naturale în stări critice" şi aprobarea acestuia prin hotărâre a Guvernului.	ANRE MEF MEF MEF ANRM ANRE MEF MEF	2007 2008 2008 2008 2008 2008
4.	Subsectorul energiei electrice	● măsuri pentru facilitarea accesului la piaţa de energie din România, inclusiv pe pieţele centralizate, a participanţilor din alte ţări şi eliminarea barierelor de ordin administrativ; ● crearea pieţei de capacităţi sau a unui mecanism reglementat de remunerare a capacităţii; ● revizuirea mecanismelor Codului comercial al pieţei angro de energie electrică: - întărirea rolului "Opcom" ca operator al pieţei angro şi diversificarea operatorilor pe piaţa cu amănuntul; - revizuirea mecanismelor de producţie prioritară; - revizuirea mecanismelor de decontare, inclusiv a celor privind decontarea pieţei de echilibrare; - utilizarea centralei cu acumulare pompare la nivel regional; ● elaborarea legislaţiei secundare privind constituirea resurselor financiare necesare pentru depozitarea finală a deşeurilor nucleare şi dezafectarea unităţilor nuclearoelectrice; ● elaborarea legislaţiei secundare necesare funcţionării unei staţii electrice back-to-back (Isaccea); ● amendarea actualei legi a energiei electrice sau iniţierea unui proiect legislativ nou în vederea creării unor facilităţi pentru utilizarea unor suprafeţe de teren din domeniul public al statului sau al comunităţilor locale pentru realizarea de obiective hidroenergetice; ● crearea mecanismului de subvenţionare directă a consumatorilor vulnerabili de energie electrică şi renunţarea la tariful social; ● elaborarea de reglementări tehnice în vederea promovării pe piaţa românească a tehnologiilor performante de utilizare a surselor regenerabile şi net metering; ● perfecţionarea mecanismelor de monitorizare a pieţei de energie electrică. Publicarea de către reglementator a unor rapoarte lunare relevante privind nivelul preţurilor şi volumul tranzacţiilor prin contracte.	ANRE ANRE ANRE MEF ANRE MEF ANRE MEF ANRE ANRE	2007 2007 2008 2007 2008 2008 2008 2008 2007
5.	Subsectorul energiei termice	● asigurarea prin lege a unor facilităţi pentru investitorii privaţi care investesc în retehnologizarea sistemelor de alimentare centralizată cu energie termică a populaţiei.	MIRA	2008

Anexa 4

───────

la Strategia energetică a României

──────────────────────────────────

GLOSAR

Termen Acces la reţea	Definiţie Dreptul agenţilor economici care produc şi furnizează energie electrică sau termică, precum şi al consumatorilor de energie electrică sau termică de a se racorda şi de a folosi, în condiţiile legii, reţelele de transport şi distribuţie
Agenţi economici din sectorul energiei	Persoane juridice care îşi desfăşoară activitatea în sectorul energiei electrice şi termice, asigurând activităţile de producere, transport, distribuţie, furnizare şi consum al energiei electrice şi termice
Agent termic sau purtător de energie termică	Fluid utilizat pentru a acumula, a transporta şi a ceda energie termică. Agentul termic poate fi: - primar, respectiv cu presiunea şi temperatura apropiate de cele de la plecarea din centralele sistemului de alimentare cu energie termică; - secundar, rezultat dintr-un schimbător de căldură prin preluarea căldurii de la agentul termic primar.
Autorizaţie	Act tehnic şi juridic, emis de autoritatea competentă, prin care se acordă o permisiune unei persoane juridice, română sau străină, pentru a construi, a pune şi a menţine în funcţiune sau a modifica o instalaţie de producere, transport, dispecerizare şi distribuţie a energiei electrice şi termice
Caracteristici tehnice	Totalitatea datelor şi elementelor de natură tehnică, caracteristice unui .... (de exemplu, echipament energetic)
Centrală electrică	Ansamblu de instalaţii, construcţii şi de echipamente necesare pentru conversia unei forme de energie în energie electrică
CET	Centrală electrică echipată cu turbine de cogenerare
Centrală electrică cu ciclu combinat	Centrală electrică echipată cu una sau mai multe turbine cu gaze şi cel puţin o turbină cu abur funcţionând împreună prin intermediul unui cazan de abur recuperator de căldură
Cod comercial al pieţei angro de energie electrică	Colecţia de reglementări referitoare la relaţiile comerciale pe piaţa angro de energie electrică (definirea participanţilor şi a regulilor pieţei: înregistrare, ofertare, efectuare plăţi, încheiere de tranzacţii, constituire garanţii, regularizări, penalităţi financiare)
Codul tehnic al reţelelor/reţelei electrice de distribuţie/ transport	Colecţia de reglementări cu caracter tehnic prin care se stabilesc reguli şi proceduri obligatorii pentru toţi participanţii la piaţa energiei, pentru planificarea, dezvoltarea, exploatarea, administrarea şi întreţinerea reţelelor/ reţelei electrice de distribuţie/transport
Cogenerare	Producere combinată şi simultană de energie electrică şi termică în instalaţii special realizate pentru aceasta
Consumator (final) de energie electrică/termică	Persoană fizică sau juridică, română sau străină, care cumpără şi consumă energie electrică/termică pentru uzul propriu şi, eventual, pentru un alt consumator racordat la instalaţiile sale
Consumator eligibil de energie electrică	Consumatorul de energie electrică care, în conformitate cu reglementările în vigoare, a primit dreptul din partea ANRE să îşi aleagă furnizorul şi să contracteze direct cu acesta energia necesară, având acces la reţelele de transport şi/sau de distribuţie
Consumator captiv de energie electrică	Consumatorul de energie electrică, care, din motive de configuraţie a reţelei, este obligat să contracteze furnizarea energiei cu un furnizor
CT	Centrală termică
CTE	Centrală electrică care utilizează combustibil fosil
Dispecerizare SEN	Aplicarea în condiţii operative (în timp real) a programării, cu asigurarea condiţiilor tehnice de securitate şi calitate a funcţionării SEN
Distribuţie	Transmiterea energiei electrice sau termice în scopul vânzării ei la consumatori
Distribuţie de energie electrică	Activitate organizată pentru transmiterea energiei electrice prin reţelele cu tensiunea de cel mult 110 kV de la transportator sau producători până la instalaţiile consumatorilor finali de energie electrică
Energie electrică transportată	Cantitatea de energie electrică activă pentru care se asigură serviciul de transport, măsurată în punctul (punctele) de livrare în reţeaua electrică de transport
Furnizare	Activitatea de comercializare a energiei electrice şi/sau termice
Furnizor de servicii de sistem	Participant la piaţă care asigură pe bază de contract sau la cererea operatorului de sistem servicii de sistem
Furnizor de energie electrică şi/sau termică	Persoană juridică, titular al unei licenţe de furnizare, care asigură alimentarea cu energie electrică şi/ sau termică a unuia sau mai multor consumatori, pe baza unui contract de furnizare
Gradul de deschidere a pieţei energiei	Ponderea procentuală a consumului consumatorilor eligibili în consumul total (final) de energie electrică al ţării (realizat în anul precedent); se stabileşte de către Guvern.
Instalaţie de producere a energiei termice	Totalitatea instalaţiilor care produc abur, apă fierbinte sau apă caldă
Interconectare (Interconexiune)	Legătură electrică sincronă sau nesincronă între două sau mai multe sisteme electroenergetice
Liberalizare	Proces ce urmăreşte deschiderea pieţei şi promovarea concurenţei între agenţii economici din sectorul energiei electrice, producători şi furnizori
Metodologii tarifare de tip plafon	Metodologii utilizate de reglementator în stabilirea unor limite superioare, fie ale tarifelor de utilizare a reţelelor, fie ale veniturilor companiilor de transport/ distribuţie energie electrică sau gaze naturale
Monitorizare	Măsurare/determinare continuă a unor indicatori şi raportarea acestora la un set de valori prestabilite, în scopul de a identifica deviaţii sau excepţii de la rezultatele normale sau anticipate
Nivel de siguranţă	Capacitatea de a asigura continuitatea în alimentarea cu energie electrică sau termică a consumatorilor, caracterizată prin indicatori (medii sau maximi, corespunzători unui anumit nivel de risc) determinaţi în punctele de delimitare
Obiectiv energetic	Ansamblul instalaţiilor, construcţiilor şi echipamentul aferent, care este proiectat să producă, să transporte, să stocheze şi să distribuie energia electrică sau termică sau gaze naturale
Operatorul comercial	Operator economic (S.C. "Opcom" - S.A.) care asigură pe piaţa energiei încheierea aranjamentelor comerciale cu energie electrică referitoare la cantităţile tranzacţionate şi la preţ
Operator de distribuţie	Entitate operaţională care deţine, exploatează, întreţine, modernizează şi dezvoltă reţeaua electrică/termică de distribuţie
Operator de sistem	Entitatea operaţională a C.N. "Transelectrica" - S.A., care asigură funcţionarea coordonată a instalaţiilor de producere, transport şi distribuţie (la tensiunea de 110 kV) a energiei electrice şi termice, componente ale SEN
Operator de transport	Entitatea operaţională a C.N. "Transelectrica" - S.A., care deţine, exploatează, întreţine, modernizează şi dezvoltă reţeaua de transport a energiei electrice
Participant la piaţă	Operator economic înscris la operatorul comercial la una sau mai multe din categoriile: producător de energie electrică, cumpărător de energie electrică, furnizor de servicii de sistem, precum şi operatorul de sistem, operatorul de transport, operatorul de distribuţie
Piaţa energiei electrice	Piaţa pe care se tranzacţionează angro şi în detaliu energia electrică
Piaţa concurenţială	Piaţa pe care energia electrică este tranzacţionată prin contracte bilaterale negociate între părţi şi prin licitaţie (piaţa spot)
Piaţa reglementată	Piaţa pe care energia electrică este tranzacţionată prin contracte de vânzare/cumpărare cu cantităţi ferme şi preţuri fixe
Piaţa spot	Componentă a pieţei concurenţiale, pe care energia electrică este tranzacţionată prin licitaţie în timp real
Producător de energie electrică şi/sau termică	Persoană juridică, titulară a unei licenţe de producere a energiei electrice şi/sau termice, având ca specific activitatea de producere a energiei electrice şi/sau termice în scopul vânzării
Punere în funcţiune	Totalitatea activităţilor prevăzute de documentaţia tehnică de proiectare şi de reglementările în vigoare pentru a demonstra că echipamentul şi sistemele tehnologice se comportă în limitele prevăzute de proiect, în momentul în care se declară în funcţiune
Putere disponibilă	Puterea maximă pe care un grup generator o poate da, cu respectarea condiţiilor de siguranţă mecanică şi electrică
Putere instalată	Valoarea puterii înscrise pe plăcuţa indicatoare a unui grup de producere a energiei electrice şi/sau în documentaţia tehnică emisă de fabrica constructoare.
Reglementare (document)	Normă/acţiune cu caracter tehnic, economic, juridic sau comercial, emisă/realizată de autoritatea competentă, cu caracter obligatoriu
Retehnologizare	Operaţiuni de înlocuire a unor tehnologii existente, uzate moral şi/sau fizic, cu tehnologii moderne, bazate pe concepţii tehnice de dată recentă, de vârf, în scopul creşterii producţiei, reducerii consumurilor specifice de energie, reducerii emisiilor poluante etc.
Reţea electrică de distribuţie	Reţea electrică de curent alternativ cu tensiunea cuprinsă între 0,4 kV şi 110 kV inclusiv, prin care se vehiculează puteri electrice de la nodurile sursă la punctele de racordare ale consumatorilor
Reţea electrică de transport	Reţea electrică buclată de înaltă tensiune de 220kV şi mai mult, prin care se transportă la distanţă puteri electrice importante
Reţea termică	Ansamblu de conducte, instalaţii de pompare şi de alte instalaţii auxiliare, cu ajutorul cărora se transportă continuu şi în regim controlat energia termică de la producători la consumatori
SCADA	Sistem informatic de monitorizare, comandă şi achiziţie de date ale unui proces tehnologic/instalaţie
Schema normală de funcţionare	Schema electrică de conexiuni a echipamentelor şi aparatajului primar dintr-o instalaţie, reţea sau sistem electroenergetic, inclusiv starea protecţiilor prin relee şi automatizările de sistem aferente, aprobată de operatorul de sistem pentru o perioadă de timp determinată. Schema normală de funcţionare rezultă din activitatea de planificare operaţională.
Sectorul energiei electrice şi termice	Ansamblul agenţilor economici, al activităţilor şi instalaţiilor aferente de producere, transport, dispecerizare, distribuţie şi furnizare a energiei electrice şi termice, inclusiv importul şi exportul energiei electrice, precum şi schimburile de energie electrică cu sistemele electroenergetice ale ţărilor vecine
Sistem electro- energetic naţional (SEN)	Ansamblul instalaţiilor electroenergetice interconectate, situate pe teritoriul ţării, prin care se realizează producerea, transportul, distribuţia şi utilizarea energiei electrice
Unitate de producere	Grupuri,centrale/amenajări hidroelectrice şi grupuri, centrale termoelectrice pentru producerea energiei electrice

___________