Anexa din 29 iulie 2003

Notă *) Aprobată de Hotărârea nr. 890 din 29 iulie 2003 publicată în Monitorul Oficial, Partea I, nr. 581 din 14 august 2003.

ANEXĂ")

!image

!image

*)Anexa este reprodusă în facsimil.

I. Privire de ansamblu asupra sectorului energetic

din România - PREZENT 'I VIITOR ........................................... 4

II. Asigurarea resurselor energetice ..................................................... 9

III. Modelul de piaţă energetică în România ........................................ 11

IV. Politica energetică în România ........................................................ 13

IV.1 Energia competitivă - baza unei economii competitive ................................ 13

IV.2 Rolul autorităţii de reglementare şi al operatorului de piaţă ......................... 15

IV.3 Investiţii şi privatizare prin participarea de capital privat şi investitori strategici 21

IV.4 Politica de preţuri şi protecţia socială .................................................................. 27

V. Mediul ................................................................................................. 35

VI. Restructurarea sectorului de producere a energiei electrice şi operarea producătorilor pe piaţă ..................................................................... 36

VI.1 Programul de dezvoltare energetică pentru perioada 2003-2015 ................. 38

VI.2 Programul de închidere a centralelor ............................................................. 39

VI.3 Siguranţa nucleară ......................................................................................... 39

VI.4 Programul de electrificări .............................................................................. 41

VII. Piaţa regională de energie electrică ................................................. 43

!image

I. PRIVIRE DE ANSAMBLU ASUPRA SECTORULUI ENERGETIC DIN ROMÂNIA:

PREZENT ŞI VIITOR

Recunoscând progresele făcute de România pentru a avea o economie de piaţă functională, prezenta foaie de parcurs se concentrează asupra paşilor pe care-i mai are de parcurs în domeniul energiei şi accelerarea implementării mecanismelor necesare conform „aquis"-ului Uniunii Europene în sectorul energetic.

Foaia de parcurs a fost proiectată pe baza strategiei energetice şi politice a Guvernului României din sectorul energetic, identificând-se ţinte şi obiective specifice, programe, termene, căi de implementare, precum şi sursele financiare necesare.

Această foaie de parcurs a fost elaborată în mod special pentru sectoarele de energie electrică şi cel al gazelor naturale, iar unele sub-sectoare ca cele referitoare la cărbune/lignit şi petrol sau eficienţă energetică au fost tratâte mai pe scurt, ca sectoare suport (furnizori de combustibili) pentru sectorul energiei electrice.

Foaia de parcurs pune accent pe probleme ca:

–Cererea de energie electrică din România, pe termen scurt, mediu şi lung, care accentueaza nevoia economisirii energiei;

–Modelul de piaţă şi structura pieţii, îmbunătăţirea cadrului legal şi de reglementări, precum şi reformele care trebuie să fie implementate pentru a răspunde cerinţelor acquis-lui comunitar şi care să facă posibil ca piaţa română de energie electrică şi gaze naturale să fie o piaţă competitivă în faţa forţelor pieţii din cadrul Uniunii Europene - prin întărirea mecanismelor competitive de piaţă prin metode, reguli şi reglementări stabile şi transparente care să fie implementate de către autorităţile de reglementare şi operatorii comerciali. În această ordine de idei, au fost identificate mecanismele şi problemele importante care să fie rezolvate;

–Progresele înregistrate în reforma întreprinderilor publice în domeniul energetic, completate cu planuri de finalizare a restructurării lor;

–Adaptarea cadrului de reglementare în vederea întăririi siguranţei în fumizare într-un cadru care să asigure compatibilitatea cu mecanismele de piaţă;

–Reducerea şi eliminarea asimetriilor între mecanismele de piaţă în funcţiune în prezent şi prevederile Directivelor Uniunii Europene, care dacă nu s-ar aborda ar putea duce la crearea unor distorsiuni considerabile pe piaţa interna;

–Accelerarea privatizării în sectorul de distribuţie a energiei electrice şi a gazelor naturale, precum şi în cel de producere a energiei folosind soluţii flexibile cum ar fi parteneriatul public, concomitent cu programele de închidere sau lichidare a capacităţilor energetice neviabile;

–Delimitarea precisă a investiţiilor necesare ca investiţii publice şi/sau private.

NEVOIA DE DEZVOLTARE A SECTORULUI ENERGETIC

Sectorul energetic reprezintă infrastructura strategică de bază a economiei naţionale, pe care se bazează întreaga dezvoltare a ţării. În acelaşi timp, energia reprezintă o utilitate publică cu un puternic impact social.

Din aceste considerente, abordarea, dezvoltarea acestui sector important al economiei naţionale a României, este făcută cu mecanisme specifice ca pentru o utilitate de interes public, care are nevoie de mai multe mecanisme competitive, în care preţul să se formeze printr-o competiţie liberă între o diversitate de furnizori şi clienţi, care în mod gradual devin liberi să-şi cumpere energia de care au nevoie, bazat pe mecanisme de piaţă stabile şi transparente supravegheate de autorităţile de reglementare şi operatorii comerciali.

Evaluarea nevoii de energie s-a facut pe baza consumului de energie.

Proiecţia consumului de energie s-a făcut pornind de la necesitatea asigurării energiei necesare pentru:

–susţinerea programelor de dezvoltare a ţării

–nevoia de a îmbunătăţi eficienţa energetică, protecţia mediului şi utilizarea optimă a resurselor.

În această ordine de idei, proiecţiile de consum de energie au fost bazate pe următoarele criterii specifice:

1.Evolutia PIB.

Guvernul României, prin politica sa, susţine creşterea accelerată a PIB în vederea realizării obiectivului strategic de reducere a decalajului economic dintre România şi ţările Uniunii Europene.

Ca urmare, s-au luat în considerare două scenarii de creştere a PIB până în anul 2015:

Scenariul de bază reprezintă politica Guvernului de dezvoltare accelerată a economiei, în care industria joacă un rol cheie, în contextul accelerării privatizării în sectoarele electricităţii, gazului natural şi al petrolului, precum şi terminării privatizării în celelalte sectoare economice.

Scenariul alternativ a fost considerat având în vedere un posibil impact al tendinţelor manifestate în economia mondială asupra economiei României care ar putea duce la încetinirea dezvoltării anumitor sectoare economice.

2.Intensitatea energetică.

Scenariul de baza este cel prevăzutî strategia pentru eficienţă energetică, prin care intensitatea energetică totală trebuie redusă cu 30-50% până în anul 2015 printr-un proces complex de înlocuire a tehnologiilor energofage, realizat printr-o restructurare a economiei.

Scenariul alternativ prevede o reducere a intensităţii energetice cu 25%, determinat de o dezvoltare mai lentă a economiei, ca urmare a impactului influent,elor economiei mondiale mentionate mai sus.

Intensitatea energetică este reprezentată de cantitatea de resurse energetice primare pe unitatea de PIB ( tone combustibil echivalent la 1OOO USD ) şi este una din modalităţile cheie de evidenţiere a eficienţei energetice şi un reper important al economiei naţionale, în vederea planificării energetice. Intensitatea energetică în România măsurată prin intermediul acestui indicator se prezintă astfel:

Intensitatea energetică ( tone combustibil conventional /1000 USD PIB)

Pentru România sursa de informare este ISPE

a)consumul final de energiei PIB 97

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

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

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

Scăderea cu 3% a intensităţii energetice înregistrate anterior se datorează în principal schimbărilor structurale ale producţiei interne, astfel :

–scăderea contribuţiei industriei la totalul PIB de la 40,5% în 1990 la 33,2% în 1996 şi la 25,23% în 2000;

–creşterea ponderii serviciilor.

În strategia de eficientizare energetică au fost incluse ţinte specifice pentru viitor de reducere a emisiilor de căldură şi a intensităţii energetice.

Intensitatea energetică este un indicator important în cadrul acestei Foi de Parcurs prin influenţa pe care o are asupra stabilirii cererii de putere.

În strategia privind eficienţa energetică este prevăzută următoarea prognoză a intensităţii energetice :

!image

8

STRUCTURA PRODUCTIEI BRUTE DE ENERGIE ELECTRICA IN PERIOADA 2003„ 2015

!image

!image

!image

80,00 ···.-------.-...-- ---

70,00

72,9

I 60,00

56,1

l!!ICentrale electrice de termoficare hidroca.rburi

·--56,7 --- ,.. 56,3 ......---

!!!ICentrale electrice de termoficare huila

Io4:<

'a;

!

-e

50 00 \. ··--

I

0,93

l!!ICentrale electrice de termoficare •

lignit

BCentrate termoelectrice de condensatie • huila

40 00 1.

C) • '

(I)

s

'0

!'CI Centrale termoeleetrice de condensatie hidrocarburi

.a2

e

:,

30,00 i...--

•

!!liCentrale termoelectrice de

condensatie- llgnît

!image

!image

!image

0.20,00 I •

10,00

0,00

An 2003 An 2004 An 2005 An 2010 An 2015

l!!ICentrale nuclearoelectrice

!image

li Centrale hidroelectrice

!image

!image

!image

!image

!image

III. MODELUL DE PIATA...

ENERGETICA... "IN ROMA"

NIA

Abordarea dezvoltării sectorului Energetic şi de Eficienţă Energetică în România este bazată pe obiective pe termen lung care reflectă cererile economiei naţionale referitoare la :

–asigurarea resurselor energetice şi a siguranţei energetice

–eficienţă energetică

–utilizarea resurselor regenerabile

–protecţia mediului.

Pentru a respecta principiile de bază menţionate mai sus şi armonizarea cu aquis-ul comunitar, structura energetică şi modelul de piaţă energetică prezentate în această Foaie de Parcurs sunt orientate către o piaţă total competitivă.

Piaţa competitivă este formată din:

–contracte bilaterale liber negociate între producătorii interni şi consumatorii eligibili sau cu alţi furnizori care vând energie electrică consumatorilor eligibili. Eligibilitatea va creşte gradual până la deschiderea totală a pieţei. Pe această piaţă, consumatorii eligibili, furnizorii de energie şi chiar companiile de distribuţie vor avea posibilitatea să comercializeze energie electrică direct, la preţuri liber negociate sau stabilite pe piaţa spot;

–contracte negociate încheiate de producători şi auto-producători cu companiile

de distribuţie şi de fumizare;

–tranzacţii pe piaţă cu o zi înainte;

–contracte de export, negociate direct de producător cu clienţi din afară;

–utilizarea reţelelor, este asigurată în România prin reglementarea accesului nediscriminatoriu al terţilor, atât la reţeaua de transport, cât şi cea de distribuţie, pe bază de tarife publicate. Atât participanţii la piaţă existenţi, cât şi cei noi beneficiază de tratament transparent şi nediscriminatoriu, inclusiv în ceea ce priveşte accesul reglementat la reţelele de transport şi de distribuţie. Conectarea la reţele este serviciu public obligatoriu.

În prezent, piaţa en-gros de electricitate (REM) este structurată pe două nivele:

piata competitivă, piata reglementată.

Rolul pieţei reglementate este de a asigura tranzacţiile corelate, dintre producătorii şi furnizorii consumatorilor captivi, corespunzătoare consumului final al consumatorilor captivi. Preţurile pe această piaţă reglementată sunt stabilite în scopul acoperirii costurilor şi a unui nivel al profitului rezonabil. Cantitatea de electricitate tranzactionată reglementată va fi diminuată în mod gradat, în corelare cu deschiderea pieţei şi creşterea competiţiei pe piaţă.

Pe piaţa reglementată tranzacţiile cu energie electrică se fac pe bază de contracte reglementate (cu preţuri reglementate şi cantităţi determinate).

Pe piaţa reglementată se încheie următoarele contracte:

–contracte de portofoliu între principalii producători (cu preţuri şi cantităţi stabilite de reglementator);

–contracte pentru energie electrică produsă în cogenerare (cu cantităţi şi preţuri reglementate);

–contracte pe termen lung cu cantităţi reglementate, contracte "must run - must take" încheiate de Nuclearelectrică pentru întreaga producţie a centralei nucleare.

Luând în conisderare durata aranjamentelor contractuale, REM este structurată pe doua nivele:

–Primul nivel al pieţei cuprinde (I) contractele bilaterale ( reglementate) între producători şi distribuitori/furnizori licenţiaţi; (II) contracte bilaterale (negociate) între producători şi furnizori/consumatori eligibili acreditaţi. În perioada 2003-2004, contractele iniţiale şi contractele de opţiune iniţială vor fi dezvoltate, finalizate şi puse în practică,

–Al doilea nivel al pieţei este alcătuit din (I) tranzacţii cu o zi înainte ( pentru ziua următoare) care vor permite producătorilor, furnizorilor şi distribuitorilor/furnizorilor licenţiaţi să-şi ajusteze poziţiile contractuale stabilite anterior, în primul nivel al pieţei; (II) tranzacţiile serviciilor de sistem între producători şi operatorul de sistem ( Transelectrică); şi (III) tranzacţii în timp real pe piaţa de echilibrare între operatorul de sistem (Transelectrică) şi producători şi/sau furnizori.

În perioada 2003-2004 operatorul de sistem (OPCOM) va proiecta, va testa şi va deschide o Bursă de Energie pentru adaptarea tranzacţiilor cu o zi înainte ( pentru ziua următoare).

Producţia reglementată de energie hidro va fi fumizată fără discriminări către toţi distribuitorii/furnizorii licenţiaţi şi furnizori, prin intermediul Bursei de Energie (Capitolul VII din prezenta Foaie de parcurs).

!image

!image

!image

!image

!image

!image

!image

!image

!image

!image

!image

I

Phare 2001

Simulator

Contracte futures, opţiuni etc.

Pltare 2002

{Implicit - cu pregătire

investitionafa Phare 2001)

în

Casa de clirin

Re2uli, Reglementări

Phare 2002

(Cliring implicit)

(Cu pregătire investitionala în Phare 2001)

Phare 2000

–Investiţie (Alstom)

COMITETUL DE COORDONARE A PIETEI

ENERGIEI

Consultanta în regim

„Twinning" - Banca Mondială (cu livrarea simulatorului pieţei şi actualizarea ulterioară a software-ului sistemului de

tranzacţionare şi settlement, conform evoluţiei pieţei)

ANEXA A

IMAGINE DE ANSAMBLU

privind alocarea sarcinilor principale în proiectele OPCOM

Cu fnregistrarea tuturor contractelor şi „settleme11t" pentru toate tranzacţiile

IT:

IT:

PIATA FIZICĂ

PIAŢA FINANCIARĂ

!image

LEGENDĂ: Proiecte Phare

Proiect Banca Mondiali,

!image

Phare 2002 (Cu pregătire investitionala în Phare 2001)

19

Modul prol!noză

!image

IV.3 INVESTIŢII ŞI PRIVATIZARE PRIN PARTICIPAREA DE CAPITAL PRIVAT ŞI INVESTITORI STRATEGICI

NEVOIA DE INVESTIŢII

În scopul asigurării energiei şi eficientizării Sistemului Energetic Naţional, în România sunt necesare investiţii pe scară largă pentru modernizare şi reconstrucţie, pentru extinderea capacităţilor existente şi realizarea de noi capacităţi.

În ciuda eforturilor făcute în domeniul producerii energiei, acest sector necesită in continuare cel mai mare efort investiţional şi reprezintă şi pentru viitor cel mai important obiectiv în vederea dezvoltării, cu accent principal pe sectorul termo având în vedere că echipamentele termo, bazate pe combustibili fosili, reprezentând capacităţi de cel putin 5000 MW, sunt foarte vechi. Sintetic situaţia în sectorul de producere a energiei electrice şi gazului natural se prezintă astfel:

–În domeniul termo mai mult de 32% din echipamente au vechime mai mare de 30 de ani şi 50% au o vechime între 20-30 de ani. În acest sector, numai

2,7% din capacităţi au sub 1O ani vechime.

–In sistemul de producere hidro 24% din echipamente au mai mult de 30 de

ani vechime, 51% mai mult de 20 de ani şi numai 13% au peste 1O ani vechime.

–În ceea ce priveşte Sistemul de Transport al Gazelor Naturale, 64% din totalul lungimii conductelor de transport sunt mai vechi de 25 de ani. De asemenea, 29% din staţiile de reglare - măsurare au depăşit durata de viaţă normată. Reţelele de distribuţie operate de principalele companii de distribuţie (Distrigaz Sud Bucureşti şi Distrigaz Nord Târgu Mureş) se găsesc în aceeaşi situaţie dificilă: 46% din reţelele de distribuţie sunt mai vechi de 15 ani.

ABORDAREA STRATEGIEI PENTRU DEZVOLTAREA SECTORULUI DE ENERGIE ELECTRICĂ ŞI GAZE NATURALE

ELECTRICITATE

În Anexa 1 sunt prezentate cerinţele de investiţii în toate sectoarele de energie, începând cu cerinţa de asigurare a fumizării cu energie.

Construirea de noi capacităţi s-a stabilit având la bază şi un program paralel de închidere a capacităţilor neviabile; situaţia de ansamblu fiind următoarea:

-inMW

În Anexa nr. 1 la prezenta, este detaliată o listă a capacităţilor noi şi a celor care trebuie modernizate, precum şi lista capacităţilor care trebuie retrase din funcţiune.

Selecţia proiectelor de producere, care să fie promovate, s-a facut pe baza principiului meritului folosind formula de cost cel mai competitiv (vezi Anexa 1)

În ierarhizarea proiectelor pe aceste principii, rezultă următoarea ordine:

–Energie nucleară: la Cernavodă Grupul 2 (707Mw), iar ulterior Grupul nr.3 (707Mw). Sectorul nuclear reprezintă sectorul care în viitor va trebui să asigure în mare parte acoperirea nevoilor de consum suplimentar. Energia nucleară repezintă una din cele mai eficiente forme de producere a energiei şi, care asigură, în acelaşi timp, o reducere a dependenţei de sursele de materii prime energetice din import.

–Producţia suplimentară de enegie hidro: care este estimată la o capacitate de 500-900Mw, economic fezabilă.

–Reabilitarea unor unităţi termo existente, şi/sau realizarea de capacităţi noi folosind lignit şi huilă. Reabilitările avute în vedere sunt cele la care costurile de modernizare sunt mai mici cu 50% decât costul de realizare de capacităţi noi cum sunt cele de la Turceni, Rovinari, Işalniţa, Deva-Mintia. (în cazul în care costurile cu reabilitarea depăşesc 50% din costul unei noi unităţi se impune realizarea unei noi capacităţi care are avantajul unei perioade de exploatare mai mari decat unitatea reabilitată). Proiectele de reabilitare ar putea reprezenta 35- 45% din totalul capacităţilor noi pentru sistem.

–Turbinele pe bază de gaz cu ciclu combinat 15% din totalul energiei se prevede a se realiza pe bază de gaz.

In tabelul de mai jos este făcută o scurtă prezentare a efortului investiţional necesar întregului sector energetic şi o definire preliminară a surselor de investiţii.

În procesul stabilirii surselor de investiţii s-a luat în considerare, în primul rând premiza ca acestea să fie satisfăcute prin atragerea la maximum posibil de surse private de investiţii. Această premiză a fost cuantificată în mod realist ţinând cont de situaţia sectorului energetic pe plan mondial, care datorită crizelor prin care a trecut şi mai trece încă, a indus pentru investitorii din sectorul energiei electrice, cel puţin pentru perioada următoare, o atitudine rezervată în ceea ce priveşte expansiunea de capital privat.

-în milioane de dolari

*companiile de distribuţie vor fi privatizate

Costurile de mediu sunt estimate la 10% din total efort investitional.

Pentru ca sectorul energetic din România să fie atractiv pentru capitalul privat şi investitorii strategici este necesar un proces continuu de reformă şi restructurare.

Este, de asemenea, foarte important să se promoveze o programare corespunzătoare a investiţiilor spre sectorul privat, pornind de la cele mai viabile proiecte, care să reprezinte proiecte de succes şi să asigure astfel încurajarea investitorilor şi pentru alte proiecte, într-o piaţă care are un cadru de reglelmentări stabil şi transparent, bazat pe un model de piaţă competitiv.

Noile mecanisme de contractare descrise în această Foaie de Parcurs sunt concepute pentru a satisface aşteptările investitorilor şi să asigure astfel limitarea contractelor de termen lung de tip PPA, acestea urmând a fi promovate pe bază selectivă şi numai dacă nu încalcă Directivele Uniunii Europene referitoare la costurile îngropate şi subvenţiile de stat.

GAZUL NATURAL

De asemenea, s-a tăcut o estimare a cerinţelor de investiţii în sectorul gazelor naturale, până în anul 201O:

–în milioane dolari

* Petrom ş, cele douaV campam, de d1stnbuţ1e vor ft pnvat,zate

Industria gazelor naturale are în faţă două ţinte importante legate de asigurarea fumizării:

–creşterea capacităţii de înmagazinare, astfel încât pe timpul iepiii ( în sezon de vârf) să se asigure presiunea şi fluxul necesare în conducte. In 2003 s-au luat măsuri importante în acest scop, prin dublarea capacităţii de înmagazinare. Măsuri şi programe sunt preconizate şi în viitor, astfel încât capacitatea de înmagazinare să crească după cum urmează:

–diversificarea surselor de fumizare a gazului. În acest scop, au fost prevăzute următoarele actiuni:

–interconecta'rea sistemului românesc de conducte de transport cu reţeaua europeană. Conducta de conectare Szeged Arad se află actualmente în curs de implementare.

–înlesnirea accesului Europei la gazul Caspic şi al Orientului Mijlociu.

Un acord preliminar a fost încheiat între ţările interesate, şi anume Turcia, Bulgaria, România, Ungaria şi Austria. Pe baza acestui acord, s-a întreprins un studiu de fezabilitate, parţial finanţat de Uniunea Europeană şi condus de un consultat selectat.

PRIVATIZARE

Strategia Guvernului României constă în accelerarea procesului de privatizare în toate sectoarele energetice. Strategia Guvernului României urmăreşte privatizarea:

–tuturor activităţilor în aval, în sectorul de electricitate, respectiv cele 8 companii de distribuţie şi, în sectorul gazelor naturale cele 2 companii de distribuţie gaze;

–activităţilor de producere a energiei, începând cu cele mai fezabile.

La momentul actual, nu există strategii de privatizare a companiilor de transport (Transelectrică şi Transgaz) şi nici pentru Compania Naţională de producere a gazului natural Romgaz. Există, însă, o strategie privind accesul la noile câmpuri de gaz natural ca şi companii private care funcţionează deja la producerea gazului natural.

Consolidarea cadrului de reglementare a structurilor de piaţă prin reguli transparente şi stabile, ajută şi promovează procesul de privatizare în domeniul energiei. De aceea, Guvernul Român a stabilit un drum clar de urmat, descris în proiectul de faţă, astfel încât prin reformele şi reglementările implementate cu succes să dea încredere investitorilor.

Principalul scop al privatizării este atragerea capitalului necesar şi consolidarea companiei, astfel încât după privatizare să avem companii mai competitive şi mai puternice şi, în acelaşi timp, să se evite creşterea fără rost a tarifelor la energia electrică.

Strategia de privatizare va trebui subordonata obiectivului pe termen lung care este obţinerea de preţuri competitive la energie.

În această perspectivă, este de prevăzut a se folosi fondurile rezultate din privatizarea sectorului energetic pentru finanţarea unor proiecte energetice, cu prioritate a celor cu impact social şi economic şi de protecţie a mediului.

Bazat pe aceste considerente, privatizarea se va axa pe următoarele aspecte :

–atragerea de investiţii necesare pentru asigurarea de surse energetice eficiente, sigure şi cu impact scăzut de mediu; privatizarea va fi efectuată în principal prin atragerea de capital privat în capitalul propriu al societăţilor, combinată cu vânzarea de pachete suplimentare de acţiuni ;

–atragerea de investitori strategici în cadrul companiilor publice, care reprezintă succesul operaţiilor şi asigură implementarea unui management modern;

Procesul de privatizare în domeniul energetic va fi făcut, astfel încât, să corespundă următoarelor cerinţe:

–succesiunea cronologică bine definită ;

–asigurarea transparenţei procesului prin apelarea la consultanţi internaţionali selectionaţi;

–crearea capacităţii manageriale necesare în concordanţă cu piaţa.

PROGRAMUL DE PRIVATIZARE

Guvernul României a aprobat următorul program de privatizare :

–pentru distribuţia de energie electrică într-un ritm de 2 distribuţii pe an; anul acesta va fi finalizată privatizarea societăţilor Electrică Banat şi Electrică Dobrogea, iar în 2004 alte două companii de distribuţie se vor afla în proces de privatizare;

–pentru cele două companii de distribuţie a de gazelor naturale, Distrigaz Nord şi Distrigaz Sud, s-au semnat contractele de consultanţă şi s-a demarat privatizarea;

–din 2000 până în prezent, au fost înfiinţate mai multe companii private în sectorul gazelor naturale (14 companii de distribuţie şi 1 de înmagazinare). Toate aceste companii au solicitat ANRGN şi au obţinut licenţele necesare (Anexa 1 referitoare la "Participanţii la piaţa gazelor naturale").

–în domeniul gazelor naturale au fost acordate: 79 autorizaţii de înfiinţare a distribuţiei de gaz;

51 autorizaţii de funcţionare a distribuţiei de gaz; 40 licenţe pentru distribuţie

1 licenţa de dispecerizare 42 licente de fumizare

–2 licenţe' de înmagazinare

–1 licenţă de transport

–1 licentă de tranzit.

–privatiz' area sectorului de producţie termo va debuta cu cele mai atractive

unităti:

Turce' ni şi Rovinari (pe lignit) pentru care, pe baza unor fonduri asigurate de USAID - s-a demarat programul de consultanţă;

centrala Iernut este următoarea;

–în cazul societăţii Hidroelectrică, privatizarea celor 21 de proiecte neterminate e preconizată a se încheia parţial în acest an şi următorul. Înainte de deschiderea totală a pieţei, se prevede ca, Hidroelectrică să fie restructurată în structuri comerciale separate în scopul privatizării, de preferat grupat cu centrale termo, care să aibă acces pe piaţă. Restructurarea poate avea loc şi mai devreme dacă sunt cerinte ale investitorilor în acest sens.

'

!image

IV.4 POLITICA DE PREŢURI ŞI PROTECŢIA SOCIALĂ POLITICA DE PREŢURI ŞI TARIFE

Se prevede ca politica de preţuri să fie guvernată de criterii economice,

respectiv:

–Preţurile la energie (gaze naturale şi electricitate) sunt stabilite:

–pentru consumatorii eligibili, pe baza negocierilor libere, bazate pe competiţie urmărind tendinţa de deschidere a pieţei;

–pentru consumatorii captivi, preţurile sunt reglementate, în conformitate cu costurile justificate economic, plus o marjă de profit.

–Tarifele pentru distribuţie şi transport sunt reglementate în conformitate cu costurile justificate economic, plus o marjă de profit.

–Subvenţia încrucişată se elimină

–Pentru categoriile de consumatori cu probleme sociale (consumatori cu venituri mici) se va introduce un mecanism de subvenţionare directă de la buget

EVOLUŢII ÎNREGISTRATE ANTERIOR LA PREŢURI SI TARIFE

Preţul energiei electrice, pentru consumatorii finali a înregistrat creşteri de 3,6%/lună în perioada octombrie 2001 - martie 2002, iar începând cu luna aprilie 2002 preţul la energie electrică a crescut cu 14% pentru a acoperii variaţiile determinate de inflaţie. În iulie 2002 preţul la energie a crescut cu 1,5%. În perioada octombrie 2002 - ianuarie 2003 s-a aplicat o ajustare de preţ pentru a acoperi inflaţia în aşa fel încât preţul în USD să rămână la nivelul lunii iulie 2002. În acest cadru preţul energiei termice fumizate de Termoelectrică a fost stabilit la 20$/gcal începând cu luna iulie 2002.

Au fost diferenţiate preţurile la consumatori astfel:

–50,4$/Mwh pentru consumatorii captivi

–46,7$/Mwh pentru consumatorii industriali

–64,1$/Mwh pentru consumatorii casnici

La gazul natural: începând cu 2002 preţul gazului natural a fost fixat la 82,5$.1OOO m.c., iar începând cu luna martie 2003 la 90$/1OOO m.c.

EVOLUTII VIITOARE

Pornind de la nevoile de investiţii pentru realizarea de capacităţi noi de producere a energiei inclusiv modernizarea, precum şi de la cheltuielile de investiţii care apar ca urmare a nevoii de aliniere la cerinţele de mediu, se estimează că costul de producţie al energiei electrice va creşte.

În anexa nr.l sunt prezentate tabele de creştere a costurilor şi graficele aferente până în anul 2015, la care vor trebui adăugate costurile de finaţare şi profitul aşteptat de investitor.

În costurile respective au fost incluse amortizările, costul materiilor prime inclusiv creşterile de preţ la materiile prime energetice proiectate în aceeaşi anexă, costurile cu manopera şi costurile fixe.

Evoluţia politicii de preţuri pe fiecare segment - gaze naturale şi energie electrică - pe termen scurt, mediu şi lung este evidenţiată în anexele pentru electricitate (Anexa 2) şi, respectiv, gaz (Anexa 3).

Principalele caracteristici pentru fiecare perioadă poate fi rezumată după cum urmează: (implementarea realizată în perioada precedentă nu se va repeta în cea următoare, fiind considerată pe deplin validă).

Perioada 2003 - 2004

Electricitate

Preţurile la electricitate pentru producători vor fi:

–libere, bazate pe competiţie şi negociere între producătorii şi consumatorii eligibili;

reglementate, pentru consumatorii captivi, aprobate de autoritatea de reglementare;

ANRE va menţine obligaţia filialelor Electrică să preia energia electrică din cogenerare, corespunzătoare energiei termice livrate consumatorilor de energie termică rezidenţiali, la preţuri reglementate.

ANRE va transpune sau adapta metodologiile Consiliului Reglementatorilor de energie al Uniunii Europene privitoare la tariful transfrontalier. Din 2004 se va institui, în regiunea Balcanică, un mecanism CBT (Cross Border Trade), care există deja în ţările din Europa Occidentală;

Având în perspectivă armonizarea cu Directivele Uniunii Europene,, metodologia ANRE de stabilire a preţurilor reglementate la achiziţionarea de energie electrică produsă de producători independenţi şi auto-producători va fi extinsă şi în cazul energiei electrice din surse regenerabile. Având în vedere costurile ridicate pentru producerea acestui tip de energie, ANRE va studia posibilitatea subvenţionarii ei de la bugetul naţional/local sau va contura o formulă financiară stimulativă pentru aceste cazuri.

Tarifele de transport si distribuţie:

Având în vedere caracteristica acestor activităţi, şi anume de monopol natural, atât tarifele de transport cât şi cele de distribuţie vor fi tarife reglementate, bazate pe următoarele principii, care dau mai multă stabilitate şi transparenţă procesului:

–până la sfarşitul anului 2003, tarifele pentru transport şi distribuţie vor fi reglementate în baza costurilor justificate plus profitul. La sfârşitul anului 2003, se va încheia evaluarea mijloacelor fixe ale companiilor de distribuţie şi de transport.

–în 2004, în baza evaluării menţionate mai sus şi a stabilirii mai reprezentative a costurilor istorice, se va implementa mecanismul ROR (rata de recuperare a investiţiei).

–2005, ţinta o reprezintă implementarea mecanismului "price-cap" (indexul CPI-X).

–ANRE va stabili tarifele pentru serviciile auxiliare bazate pe costurile de producţie.).

–ANRE va determina mecanismul pentru intemalizarea costurilor externe pentru protecţia mediului.

–Politica tarifelor preconizează ca până la finele perioadei de tranziţie să fie înlăturate tarifele monome la consumatorii finali.

–Luându-se în considerare structura activităţilor în sectorul energiei electrice, pentru serviciile de transmisie şi distribuţie se intenţionează să se introducă o nouă componentă în tarif - cererea contractată sau capacitatea contractată.

Energie termică

Consumatorii rezidenţiali de energie termică vor continua să platească un preţ naţional de referinţă, care va fi adaptat permanent preţului la combustibil. În acelaşi timp, primăriile vor realiza studii pentru optimizarea variantelor de încălzire din cadrul comunitatilor lor.

Consumatorii de energie te'rmică ce au venituri scăzute, vor primi în continuare subvenţii.

Gaze naturale

–Preţurile gazelor naturale sunt stabilite în scopul de a acoperi costurile de operare şi, de asemenea, pentru a crea sursele de finanţare ale investiţiilor viitoare. Preţurile gazelor naturale se stabilesc :

o pentru consumatorii eligibili - prin negociere

o pentru consumatorii captivi- sunt reglementate şi aprobate de către ANRGN

–Tarifele de transport, distribuţie si înmagazinare sunt tarife reglementate, aprobate de ANRGN şi ANRM şi apoi publicate, la stabilirea lor luându-se în considerare costurile justificate, la care se adaugă profitul aferent activităţii respective.

ANRGN implementează o nouă metodologie de preţuri şi tarife, diferenţiate pe categorii de consumatori, care să elimine subvenţiile încrucişate între categoriile de consumatori şi care să reflecte costurile efective corespunzătoare gazelor naturale fumizate fiecărei categorii de consumatori în parte.

Implementarea acestui sistem a început din anul 2001 şi continuă, constând practic din două etape:

În prima etapă s-au elaborat "Criteriile şi metodele pentru stabilirea preţurilor şi tarifelor reglementate din sectorul gazelor naturale", care reprezintă instrumentele necesare ANRGN pentru a începe activitatea de reglementare a preturilor aplicate consumatorilor captivi.

În a doua etapă au fost diferenţiate preţurile şi tarifele pentru consumatori, în funcţie de soluţia tehnică de conectare a fiecărui consumator. În această privinţă, ANRGN a identificat două tipuri de consumatori:

a)conectaţi direct la sistemul naţional de transport gaze naturale

b)conectaţi la sistemele de distribuţie gaze naturale

Pentru aceste două tipuri de consumatori se aplică tarife diferenţiate în funcţie de serviciul utilizat.

Pe baza principiilor menţionate, preţurile gazelor naturale si tarifele de transport, distribuţie si înmagazinare sunt stabilite după cum urmează:

1.Pretul final al gazelor naturale, la consumator, rezultă din adiţionarea, la preţul mediu ponderat de achiziţie a gazelor naturale, a tarifelor de transport, înmagazinare şi distribuţie şi a componentei comerciale, după următoarea formulă de calcul:

Preţ final = Preţ mediu ponderat de achiziţie a gazelor naturale + Tarif transport

Tarif înmagazinare + Tarif distribuţie+ Componenta comercială

Preţul mediu ponderat de achiziţie a gazelor naturale este determinat prin împărţirea sumei produselor dintre cantităţile interne şi din import cu preţurile corespunzătoare, la cantitatea totală, utilizându-se următoarea formulă:

O intern x P intern + O import x P import Q intern + Q import

Cu scopul de a beneficia în mod nediscriminatoriu de gazele naturale din producţia internă, toţi consumatorii sunt obligaţi să achiziţioneze gaze naturale din import într-un procent stabilit la consumul total de gaze naturale ( în cazul consumatorilor eligibili, prin importul direct al gazelor naturale). Proporţia gazelor din intern şi din import este stabilită lunar, de către Operatorul de Piaţă.

2.Principiile de stabilire a tarifelor de transport si distributie sunt: tarifele trebuie să reflecte costurile serviciilor (fixe, variabile) şi investiţiilor, plus profitul aferent.

În prezent sunt în vigoare două tipuri de tarife, unul pentru consumatorii conectaţi la sistemele de distribuţie, celălalt pentru consumatorii conectaţi direct la Sistemul Naţional de Transport al gazelor naturale.

Diferenţierea tarifelor de distribuţie pe categorii de consumatori, conform cu metodologia de tarifare, se va realiza începând cu anul 2005.

Metodologia de tarifare va fi revizuită, beneficiind de asistenţă PRARE, în perioada sem. II 2003 - sem. I 2004.

3.Tariful de înmagazinare se determină prin alocarea valorii medii a serviciului de înmagazinare subterană aferentă unui ciclu de înmagazinare la capacitatea medie rezervată a depozitului de înmagazinare. În tarifele de înmagazinare sunt incluse costurile serviciilor (fixe, variabile) şi investiţiilor, plus profitul aferent. Tarifele de înmagazinare sunt stabilite diferenţiat pe fiecare depozit subteran,

renunţându-se la sistemul "timbru poştal". Aceasta a deschis accesul consumatorilor eligibili la sistemele de înmagazinare subterană.

De asemenea, tariful de înmagazinare are în structura sa o componentă pentru rezervarea de capacitate, o componentă aferentă ciclului de injecţie şi una aferentă ciclului de extracţie a gazelor naturale din depozitul de înmagazinare.

4.În scopul încurajării producătorilor privaţi de gaze naturale, prin Ordinul MIR şi ANRM, emis în februarie 2003, pentru promovarea activităţilor de explorare şi producţie a gazelor naturale, s-a stabilit că preţul gazelor naturale noi din producţia internă poate fi până la 80% din preţul mediu ponderat de achiziţie a gazelor naturale din import, în condiţii DAF.

Pentru protecţia consumatorilor rezidenţiali cu venituri mici, preţul social la gazele naturale va fi menţinut.

PERIOADA 2005-2007

ELECTRICITATE:

Este estimată o creştere în termeni reali a tarifelor la consumatorii finali, corespunzătoare obligaţiei de includere a costurilor de mediu în structura tarifului (intemalizarea extemalităţilor), conform normelor legale în materie şi investiţiilor necesare pe care le vor face toţi participanţii la piaţa de energie electrică.

Preţurile la energia electrică:

–preţurile la consumatorii ce au un statut eligibil vor fi negociate.

–Deşi, piaţa va fi deschisă în totalitate, vor mai exista consumatori finali captivi având tarife reglementate prin mecanisme specifice. Pentru aceste categorii se vor menţine preţuri reglementate. Furnizorii care vând energie electrică acestor consumatori sunt denumiti "Furnizori de ultimă instantă".

–în această perioadă ANRE va reduc'e gradat obligaţia compa'niilor

furnizoare/distribuitoare de energie electrică de a mai prelua energia electrică produsă în centrale de cogenerare, corelat cu concluziile studiilor şi programelor de reabilitare, modernizare şi investiţii în sisteme de fumizare a energiei termice către consumatori rezidenţiali. Dacă Directiva referitoare la promovarea energiei electrice produse în co-generare (CHP) va fi adoptată de Uniunea Europeană, se va implementa un mecanism potrivit.

Tarifele de distributie si transport

Având în vedere caracteristica acestor activităţi, şi anume de monopol natural, atât tarifele de transport, cât şi cele de distribuţie vor fi tarife reglementate, bazate pe următoarele principii, care dau mai multa stabilitate şi transparenţă procesului:

–principiile de tarifare vor consta într-un mecanism "price-cap" (CPI-X) pentru activităţile de transport şi distribuţie.

Tariful social va fi menţinut, dar diferenţa dintre alte tarife residentiale va fi redusă în acelaşi timp cu conturarea şi implementarea unui mecanism de subvenţionare directă pentru persoanele cu venituri scăzute.

Enegie termică: Pentru consumatorii rezidenţiali de energie termică se aşteaptă ca rezultatele studiilor făcute pentru stabilirea soluţiilor optime de încălzire pentru fiecare comunitate să fie implementate, în paralel cu derularea unui program de reducere a subventiilor.

Pe parcursul ac'estei perioade consumatorii de energie termică rezidenţiali vor continua să plătească un tarif naţional de referinţă, dar necesitatea menţinerii lui va fi revizuită. Pentru cogenerare va rezulta o obligaţie de achiziţionare a energiei prin mecanisme specifice.

Consumatorii cu venituri scăzute vor primi subvenţii directe.

Gaze naturale

Piaţa gazelor naturale va fi deschisă complet începand din 2007.

–preţurile interne la gaze se stabilesc:

–pentru consumatorii eligibili - prin negocieri

pentru consumatorii captivi şi pentru consumatori care nu îşi exersează dreptul la eligibilitate - preţuri reglementate

–tarifele pentru transport, şi înmagazinare sunt reglementate de ANRGN şi ANRM, publicate şi sunt bazate pe costurile justificate, plus profitul, iar pentru distribuţie într-un mecanism "price-cap" (CPI-X).

Se estimează că, până în 2007, preţul gazelor naturale la consumatorii finali să crească gradat, astfel încât să se alinieze celui de import la gura sondei.

Obiectivul ANRGN la stadiul actual al implementării preţurilor şi tarifelor este de a face diferenţieri ale tarifelor de distribuţie pe categoriile de consumatori care sunt aprovizionaţi prin sistemele de distribuţie. Tariful pentru serviciile de transport vor rămâne unice la nivel naţional şi vor fi de tipul "post stamp".

Perioada 2008- 2015

ELECTRICITATE

Preţuri la energia electrică:

–pentru consumatorii eligibili, preţul energiei va fi negociat.

–cu toată deschiderea pieţei, vor mai exista consumatori finali captivi aprovizionaţi de furnizori de ultimă instanţă, la preţuri reglementate prin mecanisme specifice. Pentru aceste categorii se vor menţine preţuri reglementate. Furnizorii care vând energie electrică acestor consumatori sunt denumiti "Furnizori de ultimă instantă".

această

' '• în perioadă ANRE va reduce gradat obligaţia companiilor

furnizoare/distribuitoare de energie electrică de a mai prelua energia electrică produsă în centrale de cogenerare, corelat cu concluziile studiilor şi programelor de reabilitare, modernizare şi investiţii în sisteme de fumizare a energiei termice către consumatori rezidenţiali. Dacă Directiva referitoare la promovarea energiei electrice produsă în co-generare (CHP) va fi adoptată de Uniunea Europeană, se va implementa un mecanism potrivit.

Tarifele de transport si distribuţie:

Având în vedere caracteristica acestor activităţi, şi anume de monopol natural, atât tarifele de transport, cât şi cele de distribuţie vor fi tarife reglementate, bazate pe următoarele principii, care dau mai multă stabilitate şi transparenţă procesului:

–principiile de tarifare vor consta într-un mecanism "price-cap" (CPI-X) pentru activităţile de transport şi distribuţie.

Protecţia socială pentru consumatorii cu venituri reduse va fi implementată printr-un mecanism direct de subvenţionare de la buget.

Energia termică, până la luarea unei decizii de continuare a aplicarii preţului naţional de referinţă, factura fiecărui consumator va evidenţia costurile cu energia termică, stabilite prin preţuri reglementate de Autoritatea în cauză, pe baza principiului costurilor marginale justificate. Consumatorii cu venituri scăzute vor primi subvenţii directe.

Gaze naturale

Piaţa gazelor naturale va fi deschisă complet începand din 2007

–preţurile interne la gaze sunt stabilite:

–pentru consumatorii eligibili - prin negocieri

pentru consumatorii captivi şi pentru consumatorii care nu îşi exersează dreptul la eligibilitate - preţuri reglementate

!image

!image

V. MEDIUL

România a ratificat Convenţia Cadru privind Schimbările Climatice la nivelul ONU. Prin semnarea Protocolului de la Kyoto, România s-a angajat să reducă emisiile gazelor ce produc efectul de seră cu 8% faţă de valorile anului 1989.

Pentru implementarea Directivei Uniunii Europene 2001/80/Ec, Guvernul României a pregătit un proiect de hotărâre referitoare la limitarea emisiilor în atmosferă provenind de la centralele mari de peste 50 MW, conform limitelor impuse prin Directivele Uniunii Europene (emisii de materii solide, SO2 si NOX).

Aceste limite sunt obligatorii pentru orice noua unitate ce va fi implementată.

Pentru unităţile aflate în funcţiune se prevede ca până în 2012 limitele cerute să fie atinse printr-un program gradual, astfel încât, prin implementarea unor importante investiţii să se facă faţă nivelului de emisii prevăzute în noua reglementare.

Pentru centralele din cadrul Termoelectricii totalul investiţiilor pentru perioada 2003-2015 este estimat la 1,026 mld.USD, din care 28,9% vor fi cheltuiţi până în 2007. Investiţiile pentru modernizarea cazanelor şi a electroprecipitatorilor ( emisii solide) reprezintă 8% , modernizarea arzătoarelor este 6% şi desulfurizarea 86%.

Pentru alinierea la standardele Uniunii Europene, România are nevoie de ajutorul financiar al Uniunii Europene şi al Băncii Mondiale.

Rezultatele implementării acestui program pentru centralele din structura Termoelectricii este relevată printr-o reducere semnificativă a emisiilor, după cum urmează:

VI. RESTURCTURAREA SECTORULUI DE PRODUCERE A ENERGIEI ŞI OPERAREA PRODUCĂTORILOR PE PIATĂ

Aşa cum s-a menţionat mai sus, procesul de restructurare în domeniul energiei electrice şi a gazului natural a început prin:

Restructurarea companiilor integrate vertical în companii autonome de producere, transport, distribuţie şi fumizare;

Restructurarea segmentului de producere în: 5 producători termo, 1 producător

hidro, un producător de energie nucleară şi 14 producători în cogenerare care au fost tranferaţi autorităţilor locale; mai există şi 3 producători independenţi separaţi în 1988;

Restructurarea sectorului de gaze naturale în sectoare autonome de producere şi înmagazinare (Romgaz), transport (Transgaz) şi 2 companii de distribuţie (Distrigaz Nord şi Distrigaz Sud);

Diminuarea concentrării producţiei de gaze naturale şi a importului prin acordarea de licenţe şi autorizaţii unui număr din ce în ce mai mare de compann;

Procesul de restructurare a continuat în perioada 2002-2003 prin:

Reorganizarea distribuţiei de energie electrică în 8 companii regionale de distribut,ie

Restructurarea societăţii Termoelectrica prin:

o separarea în anul 2001 a Electrocentralei Deva,

o externalizarea a 19 de centrale care sunt în principal producătoare de energie termică către autorităţile locale

În anul 2002, în vederea realizării unui mediu comercial îmbunătăţit, Guvernul României a aprobat o nouă hotărâre de restructurare a societăţii Termoelectrica, cât şi de reglare a unor funcţii operaţionale, care prevede:

o Restructurarea producţiei de energie în centralele termice ale societăţii Termoelectrica prin înfiinţarea a 5 societăţi comerciale ce vor opera în mod direct pe piaţa energetică din România :

o separarea serviciilor de întreţinere şi reparaţii în 5 filiale şi 12 sucursale, care operează pe bază de contracte competitive.

MECANISME CONTRACTUALE: ANRE pregăteşte reglementările necesare (licenţe, tarife şi cadrul contractual ), astfel încât la sfârşitul lui aprilie 2003 aceste entităţi să fie capabile direct să încheie contracte, să-şi asume răspunderi şi să intre pe piaţă.

Aceste noi societăţi comerciale operează pe bază de bilanş propriu, care asigură o responsabilitate directă a conducerilor pentru scăderea costurilor şi creşterea profitului, comparativ cu forma anterioară la care costurile erau centralizate la Termoelectrica.

Pentru centralele pe lignit, Turceni şi Rovinari, situate chiar langă gura minelor, este prevăzut ca în urma acestor restructurări să se unească minele principale ce fumizează cărbunele, cu centralele, din punct de vedere al costurilor, formând aşa numite "complexe energetice". Toate acestea sunt în concordanţă cu semnalele primite de la potenţiali investitori, în sensul de a avea un control direct al costurilor. Ca rezultat al procesului de restructurare implementat în ultimii 10 ani, exploatările din minele de lignit nu mai sunt subvenţionate ca urmare a măsurilor deja luate şi lucrează în profit. Se prevede ca prin integrarea principalelor mine de lignit în costurile centralelor, sub forma "complexelor energetice" dezavantajul captivitătii să fie anulat, iar producătorul de energie va putea de aici în colo să optimizeze costurile producţiei de lignit conform necesarului de resurse energetice competitive. Aceasta reprezintă şi o atitudine pozitivă faţă de investitorii în utilităţi publice de a participa la aceste complexe energetice în procesul de privatizare. Asemenea structuri integrate bazate pe lignit operează cu succes în ţări ca Germania, Spania, Ungaria, Turcia şi recent în Polonia.

Producţia de energie hidro îşi va menţine structura existentă la Hidroelectrica, până în 2007 fiind reglementată. Acest regim de reglementare este un regim de tranziţie, care va fi menţinut până în 2007 (data accederii). Regimul de reglementare constă în:

–utilizarea costurilor reale scăzute ale producţiei hidro în beneficiul tuturor consumatorilor, captivi sau eligibili, fără discriminare

–optimizarea exploatării apei prin folosirea de soft dedicat - optimizarea centralizată a producţiei hidro - şi luând în considerare oferta producţiei termo.

În vederea implementării unui mecanism transparent, au fost contactate două firme de consultanţă: KEMA, finanţată de Phare şi una finanţată de Banca Mondială şi care urmează să fie selectată.

Consultanţii trebuie să găsească soluţii pentru următoarele probleme:

–stabilirea veniturilor reglementate;

–stabilirea mecanismelor nediscriminatorii pentru alocarea producţiei hidro;

–proceduri pentru optimizarea centralizată a producţiei hidro;

–stabilirea contractului multilateral pentru producătorul hidro pe baza căruia OPCOM va colecta veniturile hidro reglementate de la furnizori (dacă este cazul).

Primul pas în reglementarea societăţii Hidroelectrica a fost deja făcut prin încetarea obligaţiilor din contractele deja încheiate pe piaţa competitivă (inclusiv contractele de export).

În vederea privatizării, înainte de totala deschidere a pieţei, Hidroelectrica va fi divizată în societăţi comerciale, în complexe, de preferat, împreună cu termocentrale ( depinde de reactia pieţei şi decizii) şi li se va permite accesul pe piaţă.

VI.

1.PROGRAMUL DE DEZVOLTARE ENERGETICĂ PENTRU PERIOADA 2003-2015

Premize:

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

stabilirea unei ierarhii de priorităţi cu unităţile care să fie reabilitate, precum şi a unitătilor noi care să se realizeze folosind ca bază criteriul costurilor celor mai comp'etitive

folosirea resurselor interne de materii prime energetice disponibile, şi care răspund criteriului de eficienţă, respectiv:

o 30 mil.t lignit ( 6,1 mil. tec)

o 3,5 mil t huilă ( 1,2 mil tec)

o gaze naturale : producţia internă în 2015 va reprezenta 60-65% din producţia anului 2001

o petrol brut: producţia internă în 2015 va reprezenta 85% din producţia anului 2001.

unităţi noi şi reabilitate pe bază de cărbune, se prevăd a se realiza cu dispozitive de desulfurizare a gazelor de ardere şi arzătoare cu emisie scăzută de NOX resurse regenerabile - complementare celor convenţionale care să ajungă la 3- 4% din totalul resurselor

Pe această bază totalul (max.) resurselor energetice interne ( inclusiv nucleare ): este estimat la cca. 24 mii tec/an, în perioada 2005-2015.

Proiecte de promovat (Anexa 1). Lista proiectelor care urmează să fie promovate a fost stabilită pe principiul eficienţei costurilor şi a calificării în funcţie de ordinul de merit (Anexa 1 referitoare la determinarea costurilor egalizate).

jvI.

2.PROGRAMELE DE ÎNCHIDERE A CENTRALELOR/

În Anexa 1 este ataşat programul de închidere a centralelor a căror perioadă de exploatare a expirat şi/sau care sunt ineficiente. Selecţia lor s-a făcut pe baza analizei de eficienţă a fiecărei unităţi de producţie în parte, fiind avute în vedere criterii de merit, vechimea echipamentelor şi locul lor pe piaţă.

Decizia de închidere va ţine cont şi de alţi factori, cum este asigurarea unei disponibilităţi de capacităţi instalate de producere a energiei care să asigure acoperirea cererii de vârf, în paralel cu optimizarea capacităţii de rezervă; s-au luat în considerare şi alte criterii ca impactul integrării pieţii regionale a energiei şi participarea la această piaţă. Programul special de închidere a centralelor va fi definitivat cu asistenţa Phare (Uniunea Europeană) ce se afla în curs.

!image

VI.3.SIGURANŢA NUCLEARĂ

În ultimii trei ani Centrala de la Cernavodă Unitatea nr. I ( 700 MW) a fumizat 7% din producţia medie de energie electrică în România.

Această centrală nucleară funcţionează pe tehnologii modeme şi are o contribuţie importantă la asigurarea cererii de energie electrică. Funcţionarea prezintă siguranţă.

Proiectele de energetică nucleară sunt implementate în România prin îndeplinirea cerintelor acquis-ul comunitar, incluzând şi Tratatul European pentru Energie Atomica, ca instrumente fundamentale de îmbunătăţire a standardului de viaţă în statele membre ale Uniunii Europene şi a relaţiilor cu alte ţări.

În vederea procesului de extindere a Uniunii Europene, legislaţia naţională este armonizată cu cea comunitară în domeniul energeticii nucleare.

Asigurarea funcţionării sigure a centralei se bazeaza pe un plan de acţiune complex. Pentru aceasta, au fost aprobate următoarele sarcini suplimentare:

IMBUNĂTĂTIREA SECURITĂTII NUCLEARE CONFORM DOCUMENTULUI "POZITIA ROMÂNIEI PRIVIND, RECOMANDĂRILE UNIUNII EUROPENE DIN RAPORTUL REFERITOR LA SECURITATEA NUCLEARĂ ÎN PROCESUL DE EXTINDERE"

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

ADMINISTRAREA COMBUSTIBILULUI FOLOSIT ŞI A DEŞEURILOR RADIOACTIVE

Pentru realizarea cerinţelor de securizare în acest domeniu, România a făcut paşi importanţi, aşa cum s-a menţionat anterior şi, în plus, un sistem de instruire şi menţinere a calificării personalului, cât şi de atestare a acestuia, construirea de capacităţi împreună cu companii ce pot furniza suport tehnic.

!image

VI.

4.PROGRAMUL DE ELECTRIFICĂRI

Concentrarea pe zonele cu un nivel de trai scăzut

Zonele izolate şi obiectivele răspândite în teren, aflate la distanţe mari de centrele comunităţilor pot fi conectate la reţea numai dacă se disponibilizează sume importante. Viitorii clienţi nu pot suporta întotdeauna cheltuielile cu electrificarea şi banii investiţi pot fi recuperaţi din profitul vânzărilor de energie electrică, soluţie care în cele mai multe din cazuri nu corespunde cu strategia economică actuală. Perioada de recuperare pentru astfel de investiţii depăşeşte 12-15 ani. Pentru unele proiecte nu se estimează recuperarea investiţiilor nici pe durata de viaţă a activelor fixe.

Dar pentru Guvernul României acesta este un program social important care trebuie să continue, pentru îmbunătăţirea condiţiilor de viaţă ale locuitorilor acestor zone rămase în urmă din punct de vedere economic şi al civilizaţiei. Ratarea unor astfel de investiţii are un impact negativ, provocând nemulţumire cu conotaţii sociale, administrative şi politice.

La finele anului 2002 erau 93613 gospodării neelectrificate, în 2571 localităţi, din care: 4636 gospodării în 203 zone complet neelectrificate; 64207 gospodării în 2218 localităţi rurale parţial electrificate şi 24770 gospodării în 150 localităţi urbane ce presupun extinderi.

Totalul investiţiilor necesare pentru electrificarea tuturor gospodăriilor din ţară este de cca.300 mii Euro şi costul mediu specific pe gospodărie este de cca. 3200 Euro

Cele mai nefavorabile locaţii, cu cel mai mare număr de gospodării se afla în

zone rurale fără nici un fel de electrificare, după cum urmează :

Cantitatea de lucrări necesare pentru conectarea la sistem a celor 4636 de gospodării, din cele 203 localităţi complet neelectrificate poate fi evidenţiată prin următoarele cifre : 559,4 km reţele electrice de 20 kV, 721,5 km de reţele electrice de 0,4 kV, 57 km reţele electrice de 1 kV, 231 unităţi de staţii de transformare de 20/0,4 kV ( dintr-un total de 6033 kVA), 49 unităţi de staţii de transformare de 1/0,4 kV ( dintr-un total de 533 kVA).

Fondurile necesare pentru electrificarea acestor gospodării se ridică la cca. 40 mii. Euro, iar costul specific este de cca. 8000 Euro/gospodărie.

Se evidenţiază mai jos un exemplu cu un număr de sate, un anumit număr de locuitori şi minimum de cost specific. Trebuie spus că costul specific nu este singurul criteriu de stabilire a priorităţilor. De regulă, aceste priorităţi sunt stabilite de Consiliile Locale.

!image

!image

ANEXAI

» Balanţa energiei primare pentru România în perioada 2003-2015

» Indicatorii macroeconomici şi energetici pentru perioada 2003-2015

o i.Scenariu de bază

o ii.Scenariu alternativ

» Structura consumului de energie primară internă

» Cererea de puteri instalate; curbele de încărcare pentru perioada 2003- 2015

» Grafice pentru structura puterii instalate şi producţia brută de energie

» Curbele de sarcină pentru energia netă produsă (trei curbe)

» Grafice cu evaluarea capacităţilor de producere a energiei necesare

» Programul de dezvoltare pentru capacităţile de producţie pentru perioada 2003-2015

» Propuneri de capacităţi care sş fie reabilitate şi de capacităţi noi care să fie implementate

» Program de scoatere din exploatare de capacităţi termo (pornind de la unităţile în funcţiune la data de 01.01.2003)

» Consumul de combustibil şi producţia de energie termică pe perioada 2003-2015

» Evoluţia preţului la combustibili

» Costul mediu al energiei electrice

» Nevoile de investiţii în sectorul energetic şi prezentarea lor grafică

» Evoluţia gradului de deschidere a pieţei interne a gazelor naturale în perspectiva aderării României la Uniunea Europeană

» Evoluţia participanţilor elegibili la piaţa gazelor naturale

» Evoluţia cererii, producţiei şi importului de gaze naturale pe piaţa internă 2003-2015

» Dezvoltarea capacităţilor de înmagazinare a gazelor naturale în perioada 2000 - 2010

Tabelul nr. 1

!image

!image

Tabelul nr. 2

!image

Tabelul nr. 3

!image

Tabelul nr. 4

!image

Tabelul nr. 5

!image

Tabelul nr. 6

!image

Tabelul nr. 7

!image

Tabelul nr. Ba

!image

Tabelul nr. Bb

!image

Tabelul nr. 9a

!image

Tabelul nr. 9b

!image

Tabelul nr. 9c

!image

Tabelul nr. 9d

!image

Tabelul nr. 10

!image

Tabelul nr. 11

Tabelul nr. 12

!image

!image

Tabelul nr. 13

!image

Tabelul nr. 14

!image

Tabelul nr. 15

!image

Tabelul nr. 16

!image

Tabelul nr. 17

!image

Tabelul nr. 1B

!image

Tabelul nr. 19

!image

Tabelul nr. 20

!image

!image

Tabelul nr. 21

!image

!image

Tabelul nr. 22

!image

Tabelul nr. 23

!image

!image

Tabelul nr. 24

!image

!image

Tabelul nr. 25

!image !image

!image

Anexa nr. 2

, ,

75

, ,

76

,

,

77

,

78

79

80

81

82

83

84

Anexa nr. 3

Anexa nr. 3

!image

!image

86

87

88

,

89

,

90

!image

P R E Ţ U R I L E

publicaţiilor legislative pentru anul 2003

–pe suport tradiţional -

*)Cu excepţia numerelor bis în care se publică acte cu un volum extins şi care interesează doar un număr restrâns de utilizatori.

Publicaţiile Regiei Autonome „Monitorul Oficial" menţionate la punctele 1-7 sunt purtătoare de T.V.A. în cotă de 19%, iar cele menţionate la punctele 8-12 sunt scutite de T.V.A.

Pentru siguranţa clienţilor, abonamentele la publicaţiile Regiei Autonome „Monitorul Oficial" se pot efectua prin următorii difuzori:

◆ COMPANIA NAŢIONALĂ „POŞTA ROMÂNĂ" - S.A. - prin oficiile sale poştale

◆ RODIPET - S.A. - prin toate filialele

◆ INTERPRESS SPORT - S.R.L. - Bucureşti, str. Hristo Botev nr. 6

(telefon/fax: 313.85.07; 313.85.08; 313.85.09)

◆ PRESS EXPRES - S.R.L. - Otopeni, str. Flori de Câmp nr. 9 (telefon/fax: 772.66.87; 0745.133.712)

◆ M.T. PRESS IMPEX - S.R.L. - Bucureşti, bd. Basarabia nr. 256 (telefon/fax: 255.48.15; 255.48.16)

◆ INFO EUROTRADING - S.A. - Bucureşti, Splaiul Independenţei nr.202A (telefon/fax: 212.73.54)

◆ ZIRKON MEDIA - S.R.L. - Bucureşti, bd. Nicolae Grigorescu nr. 29A, bl. N22, ap. 38 (telefon/fax: 340.31.09)

◆ ACTA LEGIS - S.R.L. - Bucureşti, str. Banul Udrea nr. 10, (telefon/fax: 411.91.79)

◆ CURIER PRESS - S.R.L. - Braşov, str. Traian Grozăvescu nr. 7 (telefon/fax: 0268/47.05.96)

◆ ELIDA - S.R.L. - Braşov, str. Bisericii Române nr. 92 (telefon/fax: 0268/47.74.64)

◆ MIMPEX - S.R.L. - Hunedoara, str. Ion Creangă nr. 2, bl. 2, ap. 1 (telefon/fax: 0254/71.92.43)

◆ CALLIOPE - S.R.L. - Ploieşti, str. Candiano Popescu nr. 36 (telefon/fax: 0244/51.40.52, 0244/51.48.01)