ANEXA din 29 iulie 2003

ANEXA din 29 iulie 2003 privind "Foaie de parcurs în domeniul energetic din România"*) Publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 581 bis din 14 august 2003 ---------- Notă ... *) Aprobată de Hotărârea nr. 890 din 29 iulie 2003 publicată în Monitorul Oficial, Partea I, nr. 581 din 14 august 2003. FOAIE DE PARCURS ÎN DOMENIUL ENERGETIC DIN ROMÂNIA IULIE 2003 CUPRINS Anexa 1 Balanţa energiei primare pentru România în perioada 2003-2015 Indicatorii macroeconomici şi energetici pentru perioada 2003-2015 i. Scenariu de baza îi. Scenariu alternativ Structura consumului de energie primara interna Cererea de puteri instalate; curbele de încărcare pentru perioada 2003-2015 Grafice pentru structura puterii instalate şi producţia bruta de energie Curbele de sarcina pentru energia neta produsă (trei curbe) Grafice cu evaluarea capacităţilor de producere a energiei necesare Programul de dezvoltare pentru capacitatile de producţie pentru perioada 2003-2015 Propuneri de capacităţi care să 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 termica pe perioada 2003-2015 Evoluţia preţului la combustibili Costul mediu al energiei electrice Nevoile de investiţii în sectorul energetic şi prezentarea lor grafica Ordinea de merit pe baza costului de producţie cel mai competitiv (tabel şi grafic) Evoluţia gradului de deschidere a pieţei interne de gaze naturale în perspectiva aderării României la Uniunea Europeană Evoluţia participanţilor eligibili la piaţa gazelor naturale Evoluţia cererii, producţiei şi importului de gaze naturale pe piaţa interna 2003-2015 Dezvoltarea capacităţilor de inmagazinare a gazelor naturale în perioada 2000-2010 Anexa 2 Foaia de parcurs pentru energie electrica: structura de piaţa şi reglementările pentru perioada 2003-2015 Anexa 3 Foaia de parcurs în domeniul gazelor naturale: structura de piaţa şi reglementările pentru perioada 2003-2015 I. PRIVIRE DE ANSAMBLU ASUPRA SECTORULUI ENERGETIC DIN ROMÂNIA; PREZENT ŞI VIITOR Recunoscând progresele făcute de România pentru a avea o economie de piaţa funcţională, prezenta foaie de parcurs se concentreaza asupra pasilor pe care-i mai are de parcurs în domeniul energiei şi accelerarea implementarii mecanismelor necesare conform "aquis" - ului Uniunii Europene în sectorul energetic. Foaia de parcurs a fost proiectata pe baza strategiei energetice şi politice a Guvernului României din sectorul energetic, identificand-se tinte şi obiective specifice, programe, termene, cai de implementare, precum şi sursele financiare necesare. Aceasta foaie de parcurs a fost elaborata în mod special pentru sectoarele de energie electrica şi cel al gazelor naturale, iar unele sub-sectoare ca cele referitoare la cărbune/lignit şi petrol sau eficienta energetica au fost tratate mai pe scurt, ca sectoare suport (furnizori de combustibili) pentru sectorul energiei electrice. Foaia de parcurs pune accent pe probleme ca: - Cererea de energie electrica din România, pe termen scurt, mediu şi lung, care accentueaza nevoia economisirii energiei; - Modelul de piaţa şi structura pietii, 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 electrica şi gaze naturale să fie o piaţa competitivă în faţa forţelor pietii din cadrul Uniunii Europene - prin întărirea mecanismelor competitive de piaţa prin metode, reguli şi reglementări stabile şi transparente care să fie implementate de către autorităţile de reglementare şi operatorii comerciali, în aceasta 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 intaririi siguranţei în furnizare într-un cadru care să asigure compatibilitatea cu mecanismele de piaţa; - Reducerea şi eliminarea asimetriilor între mecanismele de piaţa 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 lichidarea capacităţilor energetice neviabile; - Delimitarea precisa a investiţiilor necesare ca investiţii publice şi/sau private. NEVOIA DE DEZVOLTARE A SECTORULUI ENERGETIC Sectorul energetic reprezintă infrastructura strategica de baza a economiei naţionale, pe care se bazează întreaga dezvoltare a tarii, 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 facuta 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 libera 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 piaţa stabile şi transparente supravegheate de autorităţile de reglementare şi operatorii comerciali. Evaluarea nevoii de energie s-a făcut pe baza consumului de energie. Proiectia consumului de energie s-a făcut pornind de la necesitatea asigurării energiei necesare pentru: - susţinerea programelor de dezvoltare a tarii - nevoia de a îmbunătăţi eficienta energetica, protecţia mediului şi utilizarea optima a resurselor. În aceasta ordine de idei, proiectiile de consum de energie au fost bazate pe următoarele criterii specifice: 1. Evoluţia PIB. Guvernul României, prin politica sa, susţine creşterea accelerata a PIB în vederea realizării obiectivului strategic de reducere a decalajului economic dintre România şi ţările Uniunii Europene. Ca urmare, s-au luat în considerare doua scenarii de creştere a PIB până în anul 2015: ┌───────────┬─────────┬─────────┬─────────┬─────────┬─────────────┐ │ │Realizat │2002-2005│2006-2010│2011-2015│Valoare medie│ │ │2000-2001│ │ │ │ 2002 -2015 │ ├───────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────────┤ │Scenariu de│ 5,2% │ 5,1% │ 6,0% │ 5,2% │ 5,46% │ │baza │ │ │ │ │ │ ├───────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────────┤ │Scenariu │ │ 4,4% │ 5,5% │ 4,8% │ 4,90% │ │alternativ │ │ │ │ │ │ └───────────┴─────────┴─────────┴─────────┴─────────┴─────────────┘ Scenariul de baza reprezintă politica Guvernului de dezvoltare accelerata a economiei, în care industria joaca un rol cheie, în contextul accelerarii privatizării în sectoarele electricitatii, gazului natural şi al petrolului, precum şi terminării privatizării în celelalte sectoare economice. Scenariul alternativ a fost considerat având în vedere un posibil impact al tendinţelor manifestate în economia mondială asupra economiei României care ar putea duce la incetinirea dezvoltării anumitor sectoare economice. 2. Intensitatea energetica. Scenariul de baza este cel prevăzuţi strategia pentru eficienta energetica, prin care intensitatea energetica totală trebuie redusă cu 30-50% 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 intensitatii energetice cu 25%, determinat de o dezvoltare mai lenta a economiei, ca urmare a impactului influentelor economiei mondiale menţionate mai sus. Intensitatea energetica este reprezentată de cantitatea de resurse energetice primare pe unitatea de PIB (tone combustibil echivalent la 1000 USD) şi este una din modalităţile cheie de evidenţiere a eficientei energetice şi un reper important al economiei naţionale, în vederea planificarii energetice. Intensitatea energetica în România masurata prin intermediul acestui indicator se prezintă astfel: Intensitatea energetica (tone combustibil convenţional/1000 USD PIB) ┌─────────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┐ │ │1989│1990│1991│1992│1993│1994│1995│1996│1997│1998│1999│ ├─────────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┤ │România: │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │

1. a)│1,33│1,21│1,06│1,07│1,02│0,92│0,88│0,89│0,99│0,96│0,83│ │
2. b)│0,66│0,61│0,53│0,41│0,39│0,35│0,34│0,34│0,38│ │ │ ├─────────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┤ │UNIUNEA │0,19│0,19│0,19│0,18│0,19│0,18│0,19│0,18│0,17│0,16│0,15│ │EUROPEANĂ│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ └─────────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┘ Pentru România sursa de informare este ISPE
3. a)consumul final de energie/PIB 97 ...
4. b)consum final de energie/PIB-paritatea puterii de cumpărare (ppc) ... ***anul 1989 a fost calculat la acelaşi ppc ca 1990
5. c)pentru anii 1998 şi 1999 indicatorul nu a fost calculat din lipsa ppc ... Scăderea cu 3% a intensitatii energetice înregistrate anterior se datorează în principal schimbărilor structurale ale producţiei interne, astfel: - scăderea contribuţiei industriei la totalul PIB de la 40,5% în 1990 la 33,2% în 1996 şi la 25,23% în 2000; - creşterea ponderii serviciilor. În strategia de eficientizare energetica au fost incluse tinte specifice pentru viitor de reducere a emisiilor de căldură şi a intensitatii energetice. Intensitatea energetica este un indicator important în cadrul acestei Foi de Parcurs prin influenţa pe care o are asupra stabilirii cererii de putere. În strategia privind eficienta energetica este prevăzută următoarea prognoza a intensitatii energetice: Intensitatea energetica în perioada 2000-2015 ┌──────────────────┬────────────┬──────────────────┬──────┬──────┬──────┬──────┐ │ │ │ I An│ │ │ │ │ │ Indicator │ Unitate de │ I │ 2000 │ 2005 │ 2010 │ 2015 │ │ │ măsura │Scenariu I │ │ │ │ │ ├──────────────────┼────────────┼──────────────────┼──────┼──────┼──────┼──────┤ │ │ │Optimist │ - │ 0,522│ 0,409│ 0,334│ │ │ ├──────────────────┼──────┼──────┼──────┼──────┤ │ │ │Optimist - moderat│ - │ 0,522│ 0,426│ 0,352│ │Consum final de │t.o.e./10^3$├──────────────────┼──────┼──────┼──────┼──────┤ │energie/PIB │ │Mediu │ 0,835│ 0,533│ 0,456│ 0,410│ │ │ ├──────────────────┼──────┼──────┼──────┼──────┤ │ │ │Mediu - pesimist │ - │ 0,547│ 0,482│ 0,434│ │ │ ├──────────────────┼──────┼──────┼──────┼──────┤ │ │ │Minimal │ - │ 0,557│ 0,499│ 0,451│ └──────────────────┴────────────┴──────────────────┴──────┴──────┴──────┴──────┘ Sursa de informare: ISPE Anul 1999 a fost luat ca an de referinţa 3. Populaţia Populaţia şi consumul ei crescand de energie, prin utilizarea din ce în ce mai mult de aparatura electrocasnica, reprezintă un alt criteriu important. A fost avută în vedere o creştere a populaţiei României la 22,2-22,3 milioane în anul 2007 şi 22,6 milioane în anul 2007. Bazat pe criteriile menţionate mai sus, respectiv: - Creşterea PIB - Reducerea intensitatii energetice cu 30-50% - Evoluţia populaţiei şi nevoile ei de energie Au fost determinate următoarele trei alternative privind necesarul de resurse primare de energie: NECESARUL DE RESURSE PRIMARE ENERGETICE tcc/1000 $ din PIB (tone combustibil convenţional) ┌────────────┬─────────────┬──────────┬──────────┬──────────┬──────────────────┐ │ │Realizat 2001│ 2005 │ 2010 │ 2015 │Creştere 2015/2001│ ├────────────┼─────────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────────────┤ │Reducere a │ │ │ │ │ │ │intensitatii│ │ │ │ │ │ │energetice │ │ │ │ │ │ │
6. a)50% │ 54,260 │ 54,000 │ 54,700 │ 57,300 │ 3000 │ │
7. b)40% │ │ 57,770 │ 63,800 │ 68,500 │ 14,200 │ │
8. c)30% │ │ 58,300 │ 66,900 │ 74,500 │ 20,200 │ └────────────┴─────────────┴──────────┴──────────┴──────────┴──────────────────┘ Se considera ca alternativa de reducere a intensitatii energetice cu 40%, reprezintă o ţinta realista şi realizabila. Datorită unei mai eficiente utilizări a energiei, creşterea consumului de energie se face într-un ritm mediu anual de 2,7% în timp ce creşterea PIB este prevăzută la 4-5% Pe baza setului de criterii menţionat mai sus a fost proiectata cererea de energie şi a fost determinat necesarul brut de energie pentru a acoperi aceasta cerere, pentru perioada 2003 - 2015, şi care este prezentată sintetic în graficul următor: STRUCTURA PRODUCŢIEI BRUTE DE ENERGIE ELECTRICA ÎN PERIOADA 2003 - 2015 II. ASIGURAREA RESURSELOR ENERGETICE Criteriile de baza de la care s-a pornit în proiectiile făcute, privind asigurarea resurselor energetice sunt bazate pe principiul meritului (costului cel mai eficient). Pornind de la acest criteriu au fost considerate secvenţial şi alte criterii ca: - Siguranţa în furnizare prin folosirea la maximum a resursele interne disponibile şi care răspund la ordinea de merit; - Necesarul de import de resurse energetice să fie asigurat prin diversificarea structurii lor, a surselor de aprovizionare şi asigurarea accesului la resurse competitive Pe baza criteriilor de mai sus au fost luate în considerare următoarele resurse energetice: 1. LIGNIT. Disponibilitatea rezervelor interne de lignit este evaluată pentru următorii min. 50-70 ani, la un nivel de extracţie de 30-35 mil. tone/an în exploataţii de suprafaţa. Strategia privind mineritul prevede că producţia de lignit să fie concentrata în cele mai eficiente operaţiuni din punct de vedere al costurilor care sunt exploatările de suprafaţa, iar minele neviabile (mai ales exploatatiile subterane) să fie închise. Producţia de lignit nu este subventionata în România şi reprezintă o sursa de energie competitivă care nu este influentata de tendinta pieţei de creştere a preţului la alţi combustibili. 2. HUILA. Rezervele de huila existente permit o producţie de 3,5 mil. tone/an; 3. GAZELE NATURALE. Producţia interna de gaze naturale va inregistra o scădere accentuata din cauza limitării resurselor naturale, iar dependenta de importuri în acest caz va creşte după cum urmează: Consumul de gaze naturale în România în perioada 2003-2015 ┌──────────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┐ │ Anul │2003│2004│2005│2006│2007│2008│2009│2010│2011│2012│2013│2014│2015│ ├──────────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┤ │Consum │15,9│16,4│16,7│17,3│17,8│18,5│19,0│19,7│20,2│20,9│21,5│22,2│22,8│ │(mld.
9. mc)│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ ├──────────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┤ │Resurse │11,9│11,7│10,7│10,2│8,5 │8,2 │7,8 │7,5 │6,9 │6,6 │6,2 │5,9 │5,5 │ │Interne │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │(mld.
10. mc)│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ ├──────────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┤ │Resurse │4,0 │4,7 │6,0 │7,1 │9,3 │10,3│11,2│12,2│13,3│14,3│15,3│16,3│17,3│ │Import │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │(mld.
11. mc)│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ ├──────────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┤ │Import │25,2│28,7│35,9│41,0│52,2│55,7│58,9│61,9│65,8│68,4│71,2│73,4│75,9│ │relativ la│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │consumul │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │anual │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ └──────────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┘ Sursa: Autoritatea Naţionala de Reglementare în domeniul Gazelor Naturale, ANRG, Bucureşti 2003 4. REZERVELE HIDRO. Se prevede exploatarea resurselor hidroenergetice astfel încât energia hidro sa reprezinte 1,5-2,5 GWh/an, iar aportul din capacităţi noi este estimat la cca. 500-900 MW; 5. Programul de energetica nucleara va fi continuat prin darea în folosinţă a Centralei Nucleare de la Cernavoda Unitatea nr. 2 în anul 2005 şi la o dată ulterioară a Unităţii nr. 3; 6. Sursele energetice regenerabile vor fi încurajate după cum prevede programul naţional pentru surse energetice regenerabile; acestea reprezintă o sursa interna ce poate ajuta la reducerea importurilor şi imbunatateste siguranţa alimentarii cu energie cu respectarea condiţiilor de protecţie a mediului. Sursele de energie regenerabila (biomasa, microcentralele, energia geotermala, etc.) reprezintă o sursa importanţa, chiar dacă pe ansamblu contribuţia lor e mica. Costurile investiţiilor iniţiale în acest domeniu sunt foarte mari, ceea ce reprezintă un factor restrictiv în dezvoltarea lor. De aceea, pentru a depăşi acest obstacol, se va demara un program stimulator ce va include şi o componenta financiară. CONCLUZII Bazat pe cele de mai sus şi a detaliilor din anexe, se pot trage următoarele concluzii pentru nivelul anului 2015: - Resursele energetice interne vor fi limitate la 24-25 mii. Tcc/an; - Operarea producţiei de energie pe bază de cărbune la un nivel eficient de realizare a extractiei de cărbune, este estimată la un plafon de 30-35 milioane to/an lignit şi 3,5 milioane to/an huila. Surplusul de energie hidro are, de asemenea, un prag de exploatare. În aceste condiţii în viitor surplusul principal de energie necesar va trebui asigurat prin creşterea producţiei de energie nucleara. - Cu toate acestea, cererea de resurse energetice din import va creşte de la 33,6% în 2001, la 39-40% în 2005 şi la 49-50% în 2015. În acest context, cererea de gaze naturale din import va creşte de la 18,4% la 64,3% în 2015. Având în vedere aceasta tendinta crescatoare a cererii de resurse din import, în abordarea dezvoltării energetice a României trebuie să se ţină cont ca e nevoie de eforturi considerabile în trei direcţii majore: > Reducerea intensitatii energetice specifice pe unitatea de PIB în economie; > Utilizarea pe scara mai larga a surselor interne de energie regenerabila; > Rezolvarea tranzacţiilor care depăşesc granita uneia sau a mai multor tari, ceea ce necesita o armonizare a abordarii tarifelor şi a alocării de capacităţii. Totodată, un efort semnificativ trebuie făcut pentru îmbunătăţirea siguranţei în aprovizionare prin creşterea gradului de disponibilitate a resurselor pe bază de aranjamente şi înţelegeri internaţionale pe termen lung ca şi prin diversificarea resurselor energetice, exploatand poziţia geografică cheie a României în tranzitul de resurse (gaz natural şi petrol) localizate în est. Acest obiectiv ar trebui să fie realizat având la baza o piaţa funcţională unde consumul de energie şi bilanţul energetic să se supună criteriilor de competitivitate. Insusindu-şi acest punct de vedere, Guvernul României, a declarat ca o prioritate stringenta pentru sectorul energetic, necesitatea remodelarii pieţei energetice pe baze competitive. III. MODELUL DE PIATA ENERGETICA ÎN ROMÂNIA Abordarea dezvoltării sectorului Energetic şi de Eficienta Energetica în România este bazată pe obiective pe termen lung care reflecta cererile economiei naţionale referitoare la: - asigurarea resurselor energetice şi a siguranţei energetice - eficienta energetica - utilizarea resurselor regenerabile - protecţia mediului. Pentru a respecta principiile de baza menţionate mai sus şi armonizarea cu aquis-ul comunitar, structura energetica şi modelul de piaţa energetica prezentate în aceasta Foaie de Parcurs sunt orientate către o piaţa total competitivă. Piaţa competitivă este formată din: - contracte bilaterale liber negociate între producătorii interni şi consumatorii eligibili sau cu alţi furnizori care vand energie electrica consumatorilor eligibili. Eligibilitatea va creşte gradual până la deschiderea totală a pieţei. Pe aceasta piaţa, consumatorii eligibili, furnizorii de energie şi chiar companiile de distribuţie vor avea posibilitatea sa comercializeze energie electrica direct, la preţuri liber negociate sau stabilite pe piaţa spot; - contracte negociate încheiate de producători şi auto-producători cu companiile de distribuţie şi de furnizare; - tranzacţii pe piaţa cu o zi înainte; - contracte de export, negociate direct de producător cu clienţi din afară; - utilizarea reţelelor, este asigurata în România prin reglementarea accesului nediscriminatoriu al terţilor, atât la reţeaua de transport, cat şi cea de distribuţie, pe bază de tarife publicate. Atât participanţii la piaţa existenţi, cat şi cei noi beneficiază de tratament transparent şi nediscriminatoriu, inclusiv în ceea ce priveşte accesul reglementat la reţelele de transport şi de distribuţie. Conectarea la reţele este serviciu public obligatoriu. În prezent, piaţa en-gros de electricitate (REM) este structurată pe doua nivele: > piaţa competitivă, > piaţa reglementată. Rolul pieţei reglementate este de a asigura tranzacţiile corelate, dintre producătorii şi furnizorii consumatorilor captivi, corespunzătoare consumului final al consumatorilor captivi. Preţurile pe aceasta piaţa reglementată sunt stabilite în scopul acoperirii costurilor şi a unui nivel al profitului rezonabil. Cantitatea de electricitate tranzactionata reglementată va fi diminuată în mod gradat, în corelare cu deschiderea pieţei şi creşterea competitiei pe piaţa. Pe piaţa reglementată tranzacţiile cu energie electrica 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 electrica produsă în cogenerare (cu cantităţi şi preţuri reglementate); - contracte pe termen lung cu cantităţi reglementate, contracte "must run - must take" încheiate de Nuclearelectrica pentru întreaga producţie a centralei nucleare. Luând în considerare durata aranjamentelor contractuale, REM este structurată pe doua nivele: - Primul nivel al pieţei cuprinde (I) contractele bilaterale (reglementate) între producători şi distribuitori/furnizori licentiati; (II) contracte bilaterale (negociate) între producători şi furnizori/consumatori eligibili acreditaţi, în perioada 2003-2004, contractele iniţiale şi contractele de opţiune iniţială vor fi dezvoltate, finalizate şi puse în practica, după consultări cu toate părţile implicate. Din 2005 aceste contracte vor înlocui contractele de portofoliu actuale, care vor fi valabile încă 5 ani şi vor avea cantităţi reglementate diminuate stabilite în funcţie de deschiderea pieţei (din 2007 piaţa va fi deschisă în totalitate). După deschiderea totală a pieţei, preţurile reglementate la energie vor fi aplicate doar consumatorilor care nu îşi exercită dreptul de ieşi pe piaţa şi prefera sa rămână fixati la tarifele reglementate. Tranzacţiile la acest prim nivel vor fi testate pe parcursul anului 2004 şi vor fi aplicate comercial începând cu 2005. - Al doilea nivel al pieţei este alcătuit din (I) tranzacţii cu o zi înainte (pentru ziua următoare) care vor permite producătorilor, furnizorilor şi distribuitorilor/furnizorilor licentiati să-şi ajusteze poziţiile contractuale stabilite anterior, în primul nivel al pieţei; (II) tranzacţiile serviciilor de sistem între producători şi operatorul de sistem (Transelectrica); şi (III) tranzacţii în timp real pe piaţa de echilibrare între operatorul de sistem (Transelectrica) şi producători şi/sau furnizori. În perioada 2003-2004 operatorul de sistem (OPCOM) va proiecta, va testa şi va deschide o Bursa de Energie pentru adaptarea tranzacţiilor cu o zi înainte (pentru ziua următoare). Producţia reglementată de energie hidro va fi furnizată fără discriminări către toţi distribuitorii/furnizorii licentiati şi furnizori, prin intermediul Bursei de Energie (Capitolul VII din prezenta Foaie de parcurs). De asemenea, efectuarea tranzacţiilor fizice de vânzare/cumpărare de energie electrica din sectorul reglementat al primului nivel de piaţa şi toate tranzacţiile din al doilea nivel, vor fi realizate prin intermediul Bursei de Energie. Când Bursa de Energie OPCOM va începe sa funcţioneze din punct de vedere comercial, va fi obligatoriu pentru toţi participanţii la piaţa să facă tranzacţii pe termen scurt prin aceasta bursa (2005-2007). Începând din 2007, volumele din contractele iniţiale vor fi reduse la o cantitate care să corespundă nevoii de achizitionare a "furnizorului de ultima instanţa". Ratiunea introducerii unei pieţe pentru "capacity tickets" la bursa de energie a OPCOM este aceea de a liberaliza piaţa prin permiterea distribuitorilor/furnizorilor licentiati, furnizorilor şi producătorilor să-şi potriveasca volumele tranzacţionate din contractele bilaterale indeplinind şi obligaţiile furnizorului de ultima instanţa şi stabilizand veniturile producătorilor. Numărul consumatorilor eligibili va creşte după o schema prestabilita de deschidere a pieţei, care să reflecte cerinţele Directivelor Uniunii Europene pe probleme de energie electrica. IV. POLITICA ENERGETICA ÎN ROMÂNIA Accesul sigur şi funcţionarea eficienta a sectorului energetic reprezintă principala problema pentru economia românească. De aceea, o strategie energetica coerenta şi economic viabila este premisa unei cresteri economice corespunzătoare şi a eradicarii saraciei. ┌──────────────────────────────────────────────────────────────────────────────┐ │ IV.1 ENERGIA COMPETITIVĂ - │ │ BAZA UNEI ECONOMII COMPETITIVE │ └──────────────────────────────────────────────────────────────────────────────┘ În ultimii 10 ani au avut loc în lume reforme radicale în domeniul structural şi instituţional având ca scop descentralizarea serviciilor, cu scopul creşterii calităţii şi eficientei serviciilor. În acest context abordarea dezvoltării sectorului Energetic din România se bazează pe o deschidere graduala a pietii competitive, ca parte integrantă a conceptului de liberalizare a economiei naţionale şi de libera circulaţie a bunurilor şi serviciilor. Abordarea dezvoltării sectorului Energetic din România are ca tel sa creeze acele structuri şi condiţii care să corespundă şi să facă faţa pieţei energetice europene aflată într-un continuu proces de integrare, unde pieţele naţionale îşi pierd treptat granitele traditionale, devenind parte integrantă a pieţei comune europene. În ultimii 3 ani, s-au făcut pasi importanti în restructurarea sectorului de energie din România prin implementarea procesului de liberalizare bazat pe principii de piaţa şi libera competiţie ca şi prin promovarea unui proces de privatizare susţinut. În acest sens în sistemul energetic din România s-au realizat următoarele: - Restructurarea companiilor integrate vertical în companii autonome de producere, transport, distribuţie şi furnizare; - Restructurarea segmentului de producere în: 5 producători termo, 1 producător hidro, un producător de energie nucleara şi 14 producători în cogenerare care au fost transferaţi autorităţilor locale; mai exista şi 3 producători independenţi separati în 1988; - Restructurarea sectorului de gaze naturale în sectoare autonome de producere şi inmagazinare (Romgaz), transport (Transgaz) şi 2 companii de distribuţie (Distrigaz Nord şi Distrigaz Sud); - Diminuarea concentrarii producţiei de gaze naturale şi a importului prin acordarea de licenţe şi autorizaţii unui număr din ce în ce mai mare de companii; - Reglementarea accesului nediscriminatoriu al terţilor la sistemul de transport atât pentru energie electrica, cat şi la gaze naturale; - O piaţa descentralizata a contractelor bilaterale pe termen mediu şi lung, completată cu pieţe pe termen scurt iniţial obligatorii, dar devenind voluntare pe termen mediu; - Înfiinţarea în anul 1999 a Autorităţii Naţionale de Reglementare în domeniul Energiei (ANRE) şi a celei în domeniul Gazelor Naturale în 2000 (ANRGN) în scopul creării unor reguli stabile şi transparente care să încurajeze activitatea comercială şi protejarea interesului public, conform cerinţelor Directivei 96/92/EC de formare a unui organism independent de reglementare şi a Directivei 98/30/CE a Parlamentului European şi al Consiliului din 22 iunie 1988 referitoare la regulile comune pentru piaţa interna de gaze naturale; - În domeniul petrolier s-a creat cadrul comercial necesar cum ar fi:
12. a)preţuri internaţionale la capul sondei; ...
13. b)tarife reglementate la transportul petrolului brut; ...
14. c)preţurile la consumator sunt stabilite de piaţa; ...
15. d)reguli de constrângere a transferului mijloacelor fixe de transport a conductelor de petrol şi a producerii, furnizarii şi rafinarii petrolului. ... - La gaze s-a asigurat intervenţia reglementată asupra unor participanţi la piaţa în scopul asigurării cu gaze a tuturor consumatorilor, inclusiv a grupurilor care sunt mai puţin atractivi ca clienţi (localităţi izolate, consum scăzut ...); - O strategie de privatizare bine definită şi atragerea de noi investiţii. Acţiuni viitoare vor fi întreprinse în scopul rezolvarii unor probleme specifice, şi anume: - preţuri reglementate corespunzătoare costurilor economice justificate; - o piaţa deschisă care să asigure ca formarea preţurilor la energie se va face în mod liber, bazat pe competiţie şi negocieri; - un program clar de deschidere a pieţei de energie. Deschiderea pieţei energetice va continua având la baza următorul traseu: PROGRAMUL DE DESCHIDERE A PIEŢELOR DE ENERGIE ELECTRICA ŞI GAZE NATURALE ┌─────────┬──────────┬──────────┬──────────┬──────────┬──────────┬──────────┐ │ │Gradul de │Gradul de │Gradul de │Gradul de │Gradul de │Gradul de │ │ │deschidere│deschidere│deschidere│deschidere│deschidere│deschidere│ │ │ la │ la │ la │ la │ la │ la │ │ │1.01.2003 │31.12.2003│31.12.2004│31.06.2006│01.01.2007│01.07.2007│ ├─────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┤ │Energie │ 33% │ 40% │ 55% │ 80% │ 100% │ 100% │ │electrica│ │ (20 Gwh) │ (1 Gwh) │ │industrial│ domestic │ ├─────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┤ │Gaze │ 30% │ 40% │ 50% │ 75% │ 100% │ 100% │ │naturale │ │ │ │ │industrial│ domestic │ └─────────┴──────────┴──────────┴──────────┴──────────┴──────────┴──────────┘ Funcţionarea, transparenta stabilă şi corespunzătoare a autorităţilor şi mecanismelor de reglementare; - Structuri şi reguli de piaţa clare; - Cadru legal care să răspundă cerinței de transparenta şi stabilitate. - Îmbunătăţirea competitiei pe piaţa en-gros de electricitate care va include introducerea contractelor iniţiale (în locul actualelor contracte de portofoliu) şi a contractelor iniţiale cu opţiune, dezvoltarea pieţei tranzacţiilor cu o zi înainte (la început cu reguli impuse şi mai apoi libera), formarea unei pieţe de echilibrare în cursul unei zile şi a unei obligaţii de contractare. Va fi introdus un set de măsuri de contabilizare a cantităţilor de energie şi a aranjamentelor privind obligaţiile de decontare pentru toţi comercianţii. Este prevăzută şi apariţia pieţelor derivate şi a unui sistem de compensare corespunzător. - Îmbunătăţirea competitiei, prin menţinerea sau perfecţionarea calităţii serviciilor la consumatori, referitoare la siguranţa şi fiabilitate. - Integrarea pieţei interne de energie într-o viitoare piaţa regionala şi mai ales în Piaţa Interna a Uniunii Europene. Programul detaliat de evoluţie, transformare, precum şi mecanismele, reglementările şi parghiile folosite pe termen scurt, mediu şi lung este prezentat SUB FORMA DE FOAIE PE PARCURS, în: - Anexa 2, pentru electricitate şi - Anexa 3, pentru gazele naturale. ┌──────────────────────────────────────────────────────────────────────────────┐ │ IV.2 ROLUL AUTORITĂŢII DE REGLEMENTARE ŞI AL OPERATORULUI DE PIATA │ └──────────────────────────────────────────────────────────────────────────────┘ ZONE DE ACŢIUNE 1. Odată cu înfiinţarea unei pieţe en-gros de energie electrica şi gaze naturale consumatorii captivi vor continua sa achizitioneze energie de la companiile de distribuţie/furnizare ce au monopol în acea zonă, continuand să fie reglementate. 2. Tarifele de transport ca şi cele de distribuţie vor fi în continuare reglementate. Serviciile de transport vor fi furnizate de monopolurile naturale, respectiv de companiile de transport a energiei electrice şi gazelor naturale (Transelectrica, Transgaz). 3. Pe piaţa cu amănuntul, unde clienţii vor avea posibilitatea să-şi aleagă furnizorii, preţul energiei va include o componenta reglementată, legată de costul activităţilor de transport şi distribuţie şi, pentru gazele naturale, de cel al inmagazinarii. Metodele de reglementare vor deveni mai complexe şi deciziile vor avea un impact mai profund în vederea privatizării acestui sector. De aceea, implementarea structurilor de piaţa nu va diminua importanţa şi funcţionarea Autorităţii de Reglementare, ci va impune transformarea lor. În procesul de monitorizare a pieţei şi a rezolvarii disputelor autorităţile de reglementare vor juca un rol semnificativ. 4. Rolul operatorilor de piaţa (energie electrica, gaze naturale) în operaţiile de pe pieţele en-gros va fi revizuit şi diversificat, pentru a corespunde cu liberalizarea pieţei şi creşterea competitiei. Aceste tendinte fac necesară implementarea unei burse specializate de energie (financiare şi materiale), care să fie administrată de Operatorul Comercial. Având în vedere experienta acumulată şi capacitatea individuală de funcţionare, operatorii de piaţa vor juca un rol esenţial în dezvoltarea comerţului cu energie pe plan naţional şi regional. OPERATORUL PE PIATA ENERGIEI ELECTRICE - OPCOM Operatorul de piaţa OPCOM se afla, în prezent, într-un proces de implementare a unor noi mecanisme tehnice şi comerciale pentru piaţa de electricitate care include instrumente financiare şi comerciale cum ar fi casa de compensaţie (clearing), seturi de contracte standard care să fie implementate în perioada următoare, bazate pe consultanţa internationala calificată finanţată de Phare şi de Banca Mondială. În Anexa A se prezintă o schema a tuturor acestor instrumente care vor fi puse în practica în scopul asigurării functionalitatii Bursei de Energie cu cele doua componente, şi anume pentru piaţa fizica de energie (prin 2 contracte, finanţate de Comisia Europeană în programul Phare 2000 şi de Banca Mondială) şi pentru piaţa financiară (prin proiectul Phare 2001 finanţat de Comisia Europeană şi proiectul Phare 2002 co-finanţat de Opcom şi de Comisia Europeană). Proiectul dezvoltat prin programul Phare 2000 funcţionează încă şi consta în furnizarea la cheie a unui sistem informatic integrat, care să acopere echipamentele şi aplicatiile soft dedicate, care va funcţiona ca o platforma comercială noua de informatica pentru piaţa română de energie. Programul Phare 2002 are ca scop implementarea funcţiei bursiere destinată administrării financiare a pieţei de energie şi care consta în furnizarea unui sistem informatic integrat dedicat acestei funcţii (hard şi soft) şi a unui simulator de piaţa financiară în scop de training. Aceste sisteme vor fi adăugate unui modul informatic dedicat prognozei pe termen scurt, mediu şi lung a prognozei cererii de energie electrica. De asemenea, asistenţa tehnica va acoperi şi consolidarea instituţională a OPCOM pentru asigurarea implementarii funcţiei bursiere destinată pieţei financiare de energie şi regulile, reglementările şi instrumentele specifice pentru aceasta piaţa. Proiectul finanţat de Banca Mondială va fi dezvoltat pe termen lung, 2003-2007. Scopul proiectului este de a oferi OPCOM o consultanţa extinsă şi asistenţa, în regim de twinning, prin reguli şi reglementări proiectate pentru noua piaţa de energie, pentru testarea şi proiectarea Bursei de Energie, testare pilot şi implementare. Consultantul va asigura corelarea activităţilor conceptuale implicate în proiectarea, testarea şi implementarea noului regim de tranzactionare pe piaţa română de energie. Cea mai importanţa funcţie prevăzută pentru twinning, în conformitate cu noua viziune strategica care urmează să fie dezvoltata pentru piaţa română de energie, este asigurarea asistenţei tehnice pentru Comitetul de Coordonare a Pieţei de Electricitate, pentru desfăşurarea acţiunilor lui specifice. Toate acestea vor face posibila înfiinţarea Bursei Române de Electricitate, care intenţionează sa devină piaţa regionala sud-est europeană. Unul din noile instrumente vor fi contractele pe termen lung (contracte iniţiale sau vesting). Contractele pe termen lung (contracte iniţiale sau contracte reglementate multilaterale) se încheie între producători şi furnizori, cu cantităţi ferme şi profilate pe perioade de tranzactionare. Contractele vor fi puse mai întâi în practica pentru stabilizarea tranzacţiilor de vânzare şi cumpărare a energiei electrice între companiile de distribuţie (opt) şi producători, conform Hotărârii de Guvern nr. 1.524/2002, şi va dura aproximativ 5 ani. Volumele stabilite în aceste contracte se vor reduce anual, pentru a incuraja participanţii la piaţa sa desfăşoare tranzacţii bilaterale între ei. Datorită reducerii progresive a volumelor contractate, un nou mecanism - piaţa de capacitate - va fi înfiinţat şi pus în funcţiune. Preţurile vor fi, de asemenea, profilate şi vor fi indexate trimestrial. Aceste aranjamente sunt considerate ca fiind soluţia comercială capabilă să ofere stabilitate pieţei şi, în acelaşi timp, sa faciliteze comerţul pe o piaţa de electricitate din ce în ce mai competitivă. OPERATORUL PE PIATA GAZELOR NATURALE Rolul Operatorului pe piaţa gazelor: Prezenta unei diversitati de consumatori (eligibili şi captivi până la deschiderea completa a pietii, ca şi consumatorii care în mod voluntar nu îşi exercită dreptul de eligibilitate după deschiderea completa a pietii) ca şi prezenta temporară pe piaţa a unor mecanisme de formare a preţului cum este "cosul de preţ" impun prezenta unui operator de piaţa pentru gazele naturale. Responsabilităţi care îi revin: - Supravegherea raportului între cumpărare şi vânzare, şi menţinerea unui regim nediscriminatoriu pentru toţi jucatorii de pe piaţa gazelor; - Monitorizarea interdependentei între surse (ţara şi din import), ca şi a parametrilor (debite, presiuni, activitatea depozitelor subterane de gaze, fluctuatiile orare, zilnice şi sezoniere, cererile pentru vârful de consum); - Previzionarea dinamicii de consum a gazelor pe piaţa de gaz din România; - Dezvoltarea unei pieţe competitive a gazelor presupune stabilizarea unui operator de gaze comercial separat de structurile actuale (în sistem similar cu cel de la energia electrica); - Dezvoltarea sistemului necesar pentru operarea şi monitorizarea pietii de gaze, pentru a controla interdependentele între surse (ţara şi din import) şi parametrii (debite, presiuni, activitatea depozitelor subterane de gaze, fluctuatiile orare, zilnice şi sezoniere, cererile pentru vârful de consum). În proiectia modelului trebuie avute în vedere şi posibilele influente legate de o potenţiala interconectare a sistemului de gaze din România cu sistemul ţărilor Uniunii Europene; - O proiectie clara a evoluţiei sistemului de gaze din România şi a modului de realizare a ei; - Un sistem hard şi soft proiectat pentru a ingloba operaţiile specifice unei pieţe de gaze în continua dezvoltare. Sunt în pregătire termenii de referinţa necesari pentru realizarea acestui proiect. Va trebui, de asemenea, revazut sistemul de reglementări (social, legal, schimbul la frontiera, comercial, economic) care are impact asupra operarii actuale a operatorului de gaze şi, trebuie revizuit proiectul actual de piaţa. Aceasta presupune o cooperare strânsă cu ANRGN, precum şi un dialog deschis cu operatorii de pe piaţa gazelor (inclusiv o înţelegere de către aceştia a constrangerilor, deficienţelor şi dificultăţilor în operarea pietii de gaze). Rezultatul acestor studii se va materializa într-un raport cu tinte şi obiective de atins pentru Operator şi cu mecanismele de operare şi monitorizare care să fie folosite, definind principiile, funcţiunile, activităţile de operare propuse şi care să asigure în final interoperabilitatea cu sistemul de gaze al Uniunii Europene. În acelaşi context, trebuie asigurat un sistem IT care să înregistreze şi sa inmagazineze informaţiile necesare operarii şi monitorizarii pietii gazelor, precum şi procesarea lor pentru a permite: - Selecţia şi analiza dintr-o baza de date (bazată pe informaţii privind cererea şi oferta pe o perioadă de cinci ani) a informaţiilor care să permită estimarea consumului curent de gaze cu un grad ridicat de acuratete, contraverificarea selectiva cu date statistice anterioare pe baza evoluţiei datelor de cerere şi consum lunare/saptamanale/zilnice, legate şi de predictia privind Evoluţia situaţiei meteo. - Traducerea contractelor curente într-o schema de tip "off take" pentru a putea da informaţia necesară furnizorilor de gaze în vederea planificarii operarii lor. - Acoperirea întregului spectru de activităţi necesare pentru ca furnizarea sa satisfacă cererea. - Optimizarea raportului între nivelul producţiei interne, introducerea în sistem a gazelor din depozitele subterane şi a gazului importat pentru acoperirea cererilor la vârful de consum. - Programarea şi coordonarea lucrărilor de întreţinere (de rutina şi speciale) ca şi a altor activităţi în sistem, pentru asigurarea ca acestea nu vor avea un impact asupra securităţii furnizarii de gaze livrate la consumatori. Obiectivul principal este asigurarea dezvoltării continue a pietii interne de gaze în asa fel încât sa corespundă cu Directiva Uniunii Europene privind piaţa unica a gazului prin consolidarea rolului şi funcţiilor operatorului de gaze. Anexa A IMAGINE DE ANSAMBLU privind alocarea sarcinilor principale în proiectele OPCOM FIGURA Nr. 1: Aranjamente contractuale pentru energie - H.G. nr. 1.524/2002 ┌──────────────────────────────────────────────────────────────────────────────┐ │ IV.3 INVESTIŢII ŞI PRIVATIZARE PRIN PARTICIPAREA DE CAPITAL PRIVAT │ │ ŞI INVESTITORI STRATEGICI │ └──────────────────────────────────────────────────────────────────────────────┘ NEVOIA DE INVESTIŢII În scopul asigurării energiei şi eficientizarii Sistemului Energetic Naţional, în România sunt necesare investiţii pe scara larga pentru modernizare şi reconstrucţie, pentru extinderea capacităţilor existente şi realizarea de noi capacităţi. În ciuda eforturilor făcute în domeniul producerii energiei, acest sector necesita în continuare cel mai mare efort investitional şi reprezintă şi pentru viitor cel mai important obiectiv în vederea dezvoltării, cu accent principal pe sectorul termo având în vedere ca echipamentele termo, bazate pe combustibili fosili, reprezentând capacităţi de cel puţin 5000 MW, sunt foarte vechi. Sintetic situaţia în sectorul de producere a energiei electrice şi gazului natural se prezintă astfel: - În domeniul termo mai mult de 32% din echipamente au vechime mai mare de 30 de ani şi 50% au o vechime între 20-30 de ani. În acest sector, numai 0,7% din capacităţi au sub 10 ani vechime. - În sistemul de producere hidro 24% din echipamente au mai mult de 30 de ani vechime, 51% mai mult de 20 de ani şi numai 13% au peste 10 ani vechime. - În ceea ce priveşte Sistemul de Transport al Gazelor Naturale, 64% din totalul lungimii conductelor de transport sunt mai vechi de 25 de ani. De asemenea, 29% din staţiile de reglare-măsurare au depăşit durata de viaţa normata. Reţelele de distribuţie operate de principalele companii de distribuţie (Distrigaz Sud Bucureşti şi Distrigaz Nord Targu Mures) se găsesc în aceeaşi situaţie dificila: 46% din reţelele de distribuţie sunt mai vechi de 15 ani. ABORDAREA STRATEGIEI PENTRU DEZVOLTAREA SECTORULUI DE ENERGIE ELECTRICA ŞI GAZE NATURALE ELECTRICITATE În Anexa 1 sunt prezentate cerinţele de investiţii în toate sectoarele de energie, începând cu cerinţa de asigurare a furnizarii cu energie. Construirea de noi capacităţi s-a stabilit având la baza şi un program paralel de închidere a capacităţilor neviabile; situaţia de ansamblu fiind următoarea: *Font 9* - în MW - ┌────────────────┬─────────────────────┬─────────────────────┬──────────────────┐ │ │ 2003-2005 │ 2006-2010 │ 2011-2015 │ │ Sector ├──────────┬──────────┼──────────┬──────────┼──────────┬───────┤ │ │Capacităţi│Capacităţi│Capacităţi│Capacităţi│Capacităţi│Capaci-│ │ │ noi │de închis │ noi │de închis │ noi │tati de│ │ │ │ │ │ │ │închis │ ├────────────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼───────┤ │Hidro: │ 129 Mw: │ - │ 200 Mw: │ - │ 200 Mw: │ - │ ├────── │ ─────── │ │ ─────── │ │ ─────── │ │ │- capacităţi noi│ 99 Mw │ │ 200 Mw │ │ 200 Mw │ │ │- reabilitare │ 30 Mw │ │ - │ │ - │ │ ├────────────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼───────┤ │Termo: │ 555 Mw: │ 1280 Mw │ 3505 Mw: │ 2185 Mw │ 710 Mw: │ 0 │ │────── │ ─────── │ │ ──────── │ │ ─────── │ │ │- capacităţi noi│ - │ │ 1445 Mw │ │ 500 Mw │ │ │- reabilitare │ 555 Mw │ │ 2060 Mw │ │ 210 Mw │ │ ├────────────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼───────┤ │Nuclear │ │ │ 700 mW │ │ 707 Mw │ - │ ├────────────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼───────┤ │Total │1284 Mw │ 1280 Mw │ 4412 Mw │ 2185 Mw │ 1617 Mw │ │ └────────────────┴──────────┴──────────┴──────────┴──────────┴──────────┴───────┘ În Anexa nr. 1 la prezenta, este detaliată o lista a capacităţilor noi şi a celor care trebuie modernizate, precum şi lista capacităţilor care trebuie retrase din funcţiune. Selecţia proiectelor de producere, care să fie promovate, s-a făcut pe baza principiului meritului folosind formula de cost cel mai competitiv (vezi Anexa 1). În ierarhizarea proiectelor pe aceste principii, rezultă următoarea ordine: - Energie nucleara: la Cernavoda Grupul 2 (707Mw), iar ulterior Grupul nr. 3 (707 Mw). Sectorul nuclear reprezintă sectorul care în viitor va trebui să asigure în mare parte acoperirea nevoilor de consum suplimentar. Energia nucleara reprezintă una din cele mai eficiente forme de producere a energiei şi, care asigura, în acelaşi timp, o reducere a dependentei de sursele de materii prime energetice din import. - Producţia suplimentară de energie hidro: care este estimată la o capacitate de 500-900 Mw, economic fezabila. - Reabilitarea unor unităţi termo existente, şi/sau realizarea de capacităţi noi folosind lignit şi huila. Reabilitarile avute în vedere sunt cele la care costurile de modernizare sunt mai mici cu 50% decât costul de realizare de capacităţi noi cum sunt cele de la Turceni, Rovinari, Isalnita, Deva-Mintia. (în cazul în care costurile cu reabilitarea depăşesc 50% din costul unei noi unităţi se impune realizarea unei noi capacităţi care are avantajul unei perioade de exploatare mai mari decât unitatea reabilitata). Proiectele de reabilitare ar putea reprezenta 35-45% din totalul capacităţilor noi pentru sistem. - Turbinele pe bază de gaz cu ciclu combinat. 15% din totalul energiei se prevede a se realiza pe bază de gaz. În tabelul de mai jos este facuta o scurta prezentare a efortului investitional necesar întregului sector energetic şi o definire preliminară a surselor de investiţii. În procesul stabilirii surselor de investiţii s-a luat în considerare, în primul rând premiza ca acestea să fie satisfacute prin atragerea la maximum posibil de surse private de investiţii. Aceasta premiza a fost cuantificata în mod realist ţinând cont de situaţia sectorului energetic pe plan mondial, care datorită crizelor prin care a trecut şi mai trece încă, a indus pentru investitorii din sectorul energiei electrice, cel puţin pentru perioada următoare, o atitudine rezervată în ceea ce priveşte expansiunea de capital privat. *Font 9* - în milioane de dolari - ┌─────────────┬──────────────────────────┬──────────────────────────┬──────────────────────────┬─────┐ │ │ 2003-2005 │ 2006-2010 │ 2011-2015 │Total│ │ Sector ├──────┬───────────────────┼──────┬───────────────────┼──────┬───────────────────┼─────┤ │ │Total,│Surse de investiţii│Total,│Surse de investiţii│Total,│Surse de investiţii│ │ │ │dintre├───────┬───────────┤dintre├───────┬───────────┤dintre├───────┬───────────┤ │ │ │care: │Private│ Companii │care: │Private│ Companii │care: │Private│ Companii │ │ │ │ │ │ de stat │ │ │ de stat │ │ │ de stat │ │ ├─────────────┼──────┼───────┼───────────┼──────┼───────┼───────────┼──────┼───────┼───────────┼─────┤ │Producere │ 1595 │ 400 │ 1195 │ 1588 │ 800 │ 788 │ 300 │ 200 │ 100 │ 3485│ │energie │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │termica │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ ├─────────────┼──────┼───────┼───────────┼──────┼───────┼───────────┼──────┼───────┼───────────┼─────┤ │Producere │ 450 │ 100 │ 350 │ 500 │ 150 │ 450 │ 660 │ 300 │ 360 │ 1610│ │hidro │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ ├─────────────┼──────┼───────┼───────────┼──────┼───────┼───────────┼──────┼───────┼───────────┼─────┤ │Producere │ 480 │ - │ 480 │ 1046 │ 400 │ 646 │ 360 │ 100 │ 260 │ 1886│ │nuclear │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ ├─────────────┼──────┼───────┼───────────┼──────┼───────┼───────────┼──────┼───────┼───────────┼─────┤ │Transport │ 491 │ - │ 491 │ 234 │ - │ 234 │ 341 │ - │ 341 │ 1266│ ├─────────────┼──────┼───────┼───────────┼──────┼───────┼───────────┼──────┼───────┼───────────┼─────┤ │distribuţie*)│ 628 │ 428 │ 200 │ 727 │ 727 │ - │ 885 │ 885 │ - │ 2240│ ├─────────────┼──────┼───────┼───────────┼──────┼───────┼───────────┼──────┼───────┼───────────┼─────┤ │Total │ 3644 │ 928 │ 2716 │ 4095 │ 2077 │ 2018 │ 2764 │ 1485 │ 1261 │10485│ └─────────────┴──────┴───────┴───────────┴──────┴───────┴───────────┴──────┴───────┴───────────┴─────┘ *) companiile de distribuţie vor fi privatizate 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 reforma 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 piaţa care are un cadru de reglementări stabil şi transparent, bazat pe un model de piaţa competitiv. Noile mecanisme de contractare descrise în aceasta Foaie de Parcurs sunt concepute pentru a satisface asteptarile investitorilor şi să asigure astfel limitarea contractelor de termen lung de tip PPA, acestea urmând a fi promovate pe baza selectiva şi numai dacă nu încalcă Directivele Uniunii Europene referitoare la costurile ingropate şi subvenţiile de stat. GAZUL NATURAL De asemenea, s-a făcut o estimare a cerinţelor de investiţii în sectorul gazelor naturale, până în anul 2010: *Font 9* - în milioane de dolari - ┌────────────────────────┬──────────────────────────┬──────────────────────────┬─────┐ │ │ 2003-2005 │ 2006-2010 │Total│ │ ├──────┬───────────────────┼──────┬───────────────────┤ │ │ Sector │Total,│Surse de investiţii│Total,│Surse de investiţii│ │ │ │dintre├───────┬───────────┤dintre├───────┬───────────┤ │ │ │care: │Private│ Companii │care: │Private│ Companii │ │ │ │ │ │ de stat │ │ │ de stat │ │ ├────────────────────────┼──────┼───────┼───────────┼──────┼───────┼───────────┼─────┤ │Pentru prospecţiuni şi │ 626 │ 221 │ 405 │ 620 │ 340 │ 280 │1,246│ │foraje, dintre care: │ ─── │ ─── │ ─── │ ─── │ ─── │ ─── ├─────│ │ - Romgaz │ 405 │ │ 405 │ 280 │ │ 280 │ 685│ │ - Petrom*│ 191 │ 191 │ │ 300 │ 300 │ │ 491│ │ - alţii │ 30 │ 30 │ │ 40 │ 40 │ │ 70│ ├────────────────────────┼──────┼───────┼───────────┼──────┼───────┼───────────┼─────┤ │Pentru reţeaua naţionala│ 172 │ 120 │ 52 │ 305 │ 305 │ - │ 477│ │de transport │ ─── │ ─── │ ── │ ─── │ ─── │ ─ │ ───│ ├────────────────────────┼──────┼───────┼───────────┼──────┼───────┼───────────┼─────┤ │Pentru reţeaua de │ 910 │ 910 │ - │ 1260 │ 1260 │ - │ 2170│ │distribuţie* │ ─── │ ─── │ ─ │ ──── │ ──── │ ─ │ ────│ ├────────────────────────┼──────┼───────┼───────────┼──────┼───────┼───────────┼─────┤ │Pentru depozite │ 88 │ 40 │ 48 │ 517 │ 200 │ 317 │ 605│ │subterane │ ── │ ── │ ── │ ─── │ ─── │ ─── │ ───│ ├────────────────────────┼──────┼───────┼───────────┼──────┼───────┼───────────┼─────┤ │Total │1,796 │ 1291 │ 505 │2,702 │ 2105 │ 597 │4,498│ │ ├───── │ ──── │ ─── ├───── │ ──── │ ─── │─────│ └────────────────────────┴──────┴───────┴───────────┴──────┴───────┴───────────┴─────┘ * Petrom şi cele doua companii de distribuţie vor fi privatizate Industria gazelor naturale are în faţa doua tinte importante legate de asigurarea furnizarii: - creşterea capacităţii de inmagazinare, astfel încât pe timpul iernii (în sezon de vârf) să se asigure presiunea şi fluxul necesare în conducte, în 2003 s-au luat măsuri importante în acest scop, prin dublarea capacităţii de inmagazinare. Măsuri şi programe sunt preconizate şi în viitor, astfel încât capacitatea de inmagazinare sa crească după cum urmează: ┌──────────────────────────────────────────────────────────────┐ │ Capacităţi subterane de stocare în mld. metri cubi │ ├──────┬──────┬──────┬──────┬──────┬──────┬──────┬──────┬──────┤ │ 2000 │ 2003 │ 2004 │ 2005 │ 2006 │ 2007 │ 2008 │ 2009 │ 2010 │ ├──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┼──────┤ │ 1,3 │ 2,5 │ 3,23 │ 4,05 │ 5,0 │ 5,8 │ 6,3 │ 6,5 │ 6,55 │ └──────┴──────┴──────┴──────┴──────┴──────┴──────┴──────┴──────┘ - diversificarea surselor de furnizare a gazului. În acest scop, au fost prevăzute următoarele acţiuni: - interconectarea sistemului românesc de conducte de transport cu reţeaua europeană. Conducta de conectare Szeged Arad se afla actualmente în curs de implementare. - înlesnirea accesului Europei la gazul Caspic şi al Orientului Mijlociu. Un acord preliminar a fost încheiat între ţările interesate, şi anume Turcia, Bulgaria, România, Ungaria şi Austria. Pe baza acestui acord, s-a întreprins un studiu de fezabilitate, parţial finanţat de Uniunea Europeană şi condus de un consultat selectat. PRIVATIZARE Strategia Guvernului României consta în accelerarea procesului de privatizare în toate sectoarele energetice. Strategia Guvernului României urmăreşte privatizarea: - tuturor activităţilor în aval, în sectorul de electricitate, respectiv cele 8 companii de distribuţie şi, în sectorul gazelor naturale cele 2 companii de distribuţie gaze; - activităţilor de producere a energiei, începând cu cele mai fezabile. La momentul actual, nu exista strategii de privatizare a companiilor de transport (Transelectrica şi Transgaz) şi nici pentru Compania Naţionala de producere a gazului natural Romgaz. Exista, însă, o strategie privind accesul la noile câmpuri de gaz natural ca şi companii private care funcţionează deja la producerea gazului natural. Consolidarea cadrului de reglementare a structurilor de piaţa prin reguli transparente şi stabile, ajuta şi promovează procesul de privatizare în domeniul energiei. De aceea, Guvernul Roman a stabilit un drum clar de urmat, descris în proiectul de faţa, astfel încât prin reformele şi reglementările implementate cu succes sa dea încredere investitorilor. Principalul scop al privatizării este atragerea capitalului necesar şi consolidarea companiei, astfel încât după privatizare sa avem companii mai competitive şi mai puternice şi, în acelaşi timp, să se evite creşterea fără rost a tarifelor la energia electrica. Strategia de privatizare va trebui subordonata obiectivului pe termen lung care este obţinerea de preţuri competitive la energie. În aceasta perspectiva, este de prevăzut a se folosi fondurile rezultate din privatizarea sectorului energetic pentru finanţarea unor proiecte energetice, cu prioritate a celor cu impact social şi economic şi de protecţie a mediului. Bazat pe aceste considerente, privatizarea se va axa pe următoarele aspecte: - atragerea de investiţii necesare pentru asigurarea de surse energetice eficiente, sigure şi cu impact scăzut de mediu; privatizarea va fi efectuată în principal prin atragerea de capital privat în capitalul propriu al societăţilor, combinata cu vânzarea de pachete suplimentare de acţiuni; - atragerea de investitori strategici în cadrul companiilor publice, care reprezintă succesul operaţiilor şi asigura implementarea unui management modern; Procesul de privatizare în domeniul energetic va fi făcut, astfel încât, sa corespundă următoarelor cerinţe: - succesiunea cronologică bine definită; - asigurarea transparenţei procesului prin apelarea la consultanţi internationali selecţionaţi; - crearea capacităţii manageriale necesare în concordanta cu piaţa. PROGRAMUL DE PRIVATIZARE Guvernul României a aprobat următorul program de privatizare: - pentru distribuţia de energie electrica într-un ritm de 2 distributii pe an; anul acesta va fi finalizată privatizarea societăţilor Electrica Banat şi Electrica Dobrogea, iar în 2004 alte doua companii de distribuţie se vor afla în proces de privatizare; - pentru cele doua companii de distribuţie a de gazelor naturale, Distrigaz Nord şi Distrigaz Sud, s-au semnat contractele de consultanţa şi s-a demarat privatizarea; - din 2000 până în prezent, au fost înfiinţate mai multe companii private în sectorul gazelor naturale (14 companii de distribuţie şi 1 de inmagazinare). Toate aceste companii au solicitat ANRGN şi au obţinut licentele necesare (Anexa 1 referitoare la "Participanţii la 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 licenta de dispecerizare - 42 licenţe de furnizare - 2 licenţe de inmagazinare - 1 licenta de transport - 1 licenta de tranzit. - privatizarea sectorului de producţie termo va debuta cu cele mai atractive unităţi: - Turceni şi Rovinari (pe lignit) pentru care, pe baza unor fonduri asigurate de USAID - s-a demarat programul de consultanţa; - centrala Iernut este următoarea; - în cazul societăţii Hidroelectrica, privatizarea celor 21 de proiecte neterminate e preconizata a se încheia parţial în acest an şi următorul, înainte de deschiderea totală a pieţei, se prevede că, Hidroelectrica să fie restructurata în structuri comerciale separate în scopul privatizării, de preferat grupat cu centrale termo, care să aibă acces pe piaţa. Restructurarea poate avea loc şi mai devreme dacă sunt cerinţe ale investitorilor în acest sens. IV.4 POLITICA DE PREŢURI ŞI PROTECŢIA SOCIALĂ POLITICA DE PREŢURI ŞI TARIFE Se prevede că politica de preţuri să fie guvernata de criterii economice, respectiv: - Preţurile la energie (gaze naturale şi electricitate) sunt stabilite: - pentru consumatorii eligibili, pe baza negocierilor libere, bazate pe competiţie urmărind tendinta de deschidere a pieţei; - pentru consumatorii captivi, preţurile sunt reglementate, în conformitate cu costurile justificate economic, plus o marja de profit. - Tarifele pentru distribuţie şi transport sunt reglementate în conformitate cu costurile justificate economic, plus o marja de profit. - Subvenţia incrucisata se elimina - Pentru categoriile de consumatori cu probleme sociale (consumatori cu venituri mici) se va introduce un mecanism de subventionare directa de la buget EVOLUTII ÎNREGISTRATE ANTERIOR LA PREŢURI ŞI TARIFE Preţul energiei electrice, pentru consumatorii finali a înregistrat cresteri de 3,6%/luna în perioada octombrie 2001 - martie 2002, iar începând cu luna aprilie 2002 preţul la energie electrica a crescut cu 14% pentru a acoperi variatiile determinate de inflaţie, în iulie 2002 preţul la energie a crescut cu 1,5%. În perioada octombrie 2002 - ianuarie 2003 s-a aplicat o ajustare de preţ pentru a acoperi inflatia în asa fel încât preţul în USD sa rămână la nivelul lunii iulie 2002. În acest cadru preţul energiei termice furnizate de Termoelectrica a fost stabilit la 20 $/gcal începând cu luna iulie 2002. Au fost diferenţiate preţurile la consumatori astfel: - 50,4 $/Mwh pentru consumatorii captivi - 46,7 $/Mwh pentru consumatorii industriali - 64,1 $/Mwh pentru consumatorii casnici La gazul natural; începând cu 2002 preţul gazului natural a fost fixat la 82,5 $. 1000 m.c., iar începând cu luna martie 2003 la 90 $/1000 m.c. EVOLUTII VIITOARE Pornind de la nevoile de investiţii pentru realizarea de capacităţi noi de producere a energiei inclusiv modernizarea, precum şi de la cheltuielile de investiţii care apar ca urmare a nevoii de aliniere la cerinţele de mediu, se estimeaza ca costul de producţie al energiei electrice va creşte. În anexa nr. 1 sunt prezentate tabele de creştere a costurilor şi graficele aferente până în anul 2015, la care vor trebui adăugate costurile de finanţare şi profitul asteptat de investitor. În costurile respective au fost incluse amortizarile, costul materiilor prime inclusiv creşterile de preţ la materiile prime energetice proiectate în aceeaşi anexa, costurile cu manopera şi costurile fixe. Evoluţia politicii de preţuri pe fiecare segment - gaze naturale şi energie electrica - pe termen scurt, mediu şi lung este evidenţiată în anexele pentru electricitate (Anexa 2) şi, respectiv, gaz (Anexa 3). Principalele caracteristici pentru fiecare perioada pot fi rezumate după cum urmează: (implementarea realizată în perioada precedenta nu se va repeta în cea următoare, fiind considerată pe deplin valida). Perioada 2003-2004 Electricitate Preţurile la electricitate pentru producători vor fi: - libere, bazate pe competiţie şi negociere între producătorii şi consumatorii eligibili; - reglementate, pentru consumatorii captivi, aprobate de autoritatea de reglementare; - ANRE va menţine obligaţia filialelor Electrica sa preia energia electrica din cogenerare, corespunzătoare energiei termice livrate consumatorilor de energie termica rezidentiali, la preţuri reglementate. - ANRE va transpune sau adapta metodologiile Consiliului Reglementatorilor de energie al Uniunii Europene privitoare la tariful transfrontalier. Din 2004 se va institui, în regiunea Balcanica, un mecanism CBT (Cross Border Trade), care exista deja în ţările din Europa Occidentala; - Având în perspectiva armonizarea cu Directivele Uniunii Europene, metodologia ANRE de stabilire a preţurilor reglementate la achiziţionarea de energie electrica produsă de producători independenţi şi auto-producători va fi extinsă şi în cazul energiei electrice din surse regenerabile. Având în vedere costurile ridicate pentru producerea acestui tip de energie, ANRE va studia posibilitatea subventionarii ei de la bugetul naţional/local sau va contura o formula financiară stimulativa pentru aceste cazuri. Tarifele de transport şi distribuţie: Având în vedere caracteristica acestor activităţi, şi anume de monopol natural, atât tarifele de transport cat şi cele de distribuţie vor fi tarife reglementate, bazate pe următoarele principii, care dau mai multă stabilitate şi transparenta procesului: - până la sfârşitul anului 2003, tarifele pentru transport şi distribuţie vor fi reglementate în baza costurilor justificate plus profitul. La sfârşitul anului 2003, se va încheia evaluarea mijloacelor fixe ale companiilor de distribuţie şi de transport. - în 2004, în baza evaluării menţionate mai sus şi a stabilirii mai reprezentative a costurilor istorice, se va implementa mecanismul ROR (rata de recuperare a investiţiei). - 2005, 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 internalizarea costurilor externe pentru protecţia mediului. - Politica tarifelor preconizeaza ca până la finele perioadei de tranzitie să fie inlaturate tarifele monome la consumatorii finali. - Luându-se în considerare structura activităţilor în sectorul energiei electrice, pentru serviciile de transmisie şi distribuţie se intenţionează să se introducă o noua componenta în tarif - cererea contractată sau capacitatea contractată. Energie termica Consumatorii rezidentiali de energie termica vor continua sa plătească un preţ naţional de referinţa, care va fi adaptat permanent preţului la combustibil, în acelaşi timp, primăriile vor realiza studii pentru optimizarea variantelor de încălzire din cadrul comunităţilor lor. Consumatorii de energie termica ce au venituri scăzute, vor primi în continuare subvenţii. Gaze naturale - Preţurile gazelor naturale sunt stabilite în scopul de a acoperi costurile de operare şi, de asemenea, pentru a crea sursele de finanţare ale investiţiilor viitoare. Preţurile gazelor naturale se stabilesc: > pentru consumatorii eligibili - prin negociere > pentru consumatorii captivi - sunt reglementate şi aprobate de către ANRGN - Tarifele de transport, distribuţie şi inmagazinare sunt tarife reglementate, aprobate de ANRGN şi ANRM şi apoi publicate, la stabilirea lor luându-se în considerare costurile justificate, la care se adauga profitul aferent activităţii respective. ANRGN implementeaza o noua metodologie de preţuri şi tarife, diferenţiate pe categorii de consumatori, care să elimine subvenţiile incrucisate între categoriile de consumatori şi care să reflecte costurile efective corespunzătoare gazelor naturale furnizate fiecărei categorii de consumatori în parte. Implementarea acestui sistem a început din anul 2001 şi continua, constând practic din două etape: În prima etapa s-au elaborat "Criteriile şi metodele pentru stabilirea preţurilor şi tarifelor reglementate din sectorul gazelor naturale", care reprezintă instrumentele necesare ANRGN pentru a începe activitatea de reglementare a preţurilor aplicate consumatorilor captivi. În a doua etapa au fost diferenţiate preţurile şi tarifele pentru consumatori, în funcţie de soluţia tehnica de conectare a fiecărui consumator. În aceasta privinta, ANRGN a identificat doua tipuri de consumatori:
16. a)conectati direct la sistemul naţional de transport gaze naturale; ...
17. b)conectati la sistemele de distribuţie gaze naturale. ... Pentru aceste doua tipuri de consumatori se aplică tarife diferenţiate în funcţie de serviciul utilizat. Pe baza principiilor menţionate, preţurile gazelor naturale şi tarifele de transport, distribuţie şi inmagazinare sunt stabilite după cum urmează: 1. Preţul final al gazelor naturale, la consumator, rezultă din aditionarea, la preţul mediu ponderat de achiziţie a gazelor naturale, a tarifelor de transport, inmagazinare şi distribuţie şi a componentei comerciale, după următoarea formula de calcul: Preţ final = Preţ mediu ponderat de achiziţie a gazelor naturale + Tarif transport + Tarif inmagazinare + Tarif distribuţie + Componenta comercială Preţul mediu ponderat de achiziţie a gazelor naturale este determinat prin împărţirea sumei produselor dintre cantităţile interne şi din import cu preţurile corespunzătoare, la cantitatea totală, utilizându-se următoarea formula: Q intern x P intern + O import x P import ───────────────────────────────────────── Q intern + Q import Cu scopul de a beneficia în mod nediscriminatoriu de gazele naturale din producţia interna, toţi consumatorii sunt obligaţi sa achizitioneze gaze naturale din import într-un procent stabilit la consumul total de gaze naturale (în cazul consumatorilor eligibili, prin importul direct al gazelor naturale). Proporţia gazelor din intern şi din import este stabilită lunar, de către Operatorul de Piaţa. 2. Principiile de stabilire a tarifelor de transport şi distribuţie sunt: tarifele trebuie să reflecte costurile serviciilor (fixe, variabile) şi investiţiilor, plus profitul aferent. În prezent sunt în vigoare doua tipuri de tarife, unul pentru consumatorii conectati la sistemele de distribuţie, celălalt pentru consumatorii conectati direct la Sistemul Naţional de Transport al gazelor naturale. Diferentierea tarifelor de distribuţie pe categorii de consumatori, conform cu metodologia de tarifare, se va realiza începând cu anul 2005. Metodologia de tarifare va fi revizuită, beneficiind de asistenţa PHARE, în perioada sem. II 2003 - sem. I 2004. 3. Tariful de inmagazinare se determina prin alocarea valorii medii a serviciului de inmagazinare subterana aferentă unui ciclu de inmagazinare la capacitatea medie rezervată a depozitului de inmagazinare. În tarifele de inmagazinare sunt incluse costurile serviciilor (fixe, variabile) şi investiţiilor, plus profitul aferent. Tarifele de inmagazinare sunt stabilite diferenţiat pe fiecare depozit subteran, renuntandu-se la sistemul "timbru poştal". Aceasta a deschis accesul consumatorilor eligibili la sistemele de inmagazinare subterana. De asemenea, tariful de inmagazinare are în structura sa o componenta pentru rezervarea de capacitate, o componenta aferentă ciclului de injecţie şi una aferentă ciclului de extracţie a gazelor naturale din depozitul de inmagazinare. 4. În scopul incurajarii producătorilor privati de gaze naturale, prin Ordinul MIR şi ANRM, emis în februarie 2003, pentru promovarea activităţilor de explorare şi producţie a gazelor naturale, s-a stabilit ca preţul gazelor naturale noi din producţia interna poate fi până la 80% din preţul mediu ponderat de achiziţie a gazelor naturale din import, în condiţii DAF. Pentru protecţia consumatorilor rezidentiali cu venituri mici, preţul social la gazele naturale va fi menţinut. PERIOADA 2005-2007 ELECTRICITATE; Este estimată o creştere în termeni reali a tarifelor la consumatorii finali, corespunzătoare obligaţiei de includere a costurilor de mediu în structura tarifului (internalizarea externalitatilor), conform normelor legale în materie şi investiţiilor necesare pe care le vor face toţi participanţii la piaţa de energie electrica. Preţurile la energia electrica: - 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 vand energie electrica acestor consumatori sunt denumiţi "Furnizori de ultima instanţa". - în această perioadă ANRE va reduce gradat obligaţia companiilor furnizoare/distribuitoare de energie electrica de a mai prelua energia electrica produsă în centrale de cogenerare, corelat cu concluziile studiilor şi programelor de reabilitare, modernizare şi investiţii în sisteme de furnizare a energiei termice către consumatori rezidentiali. Dacă Directiva referitoare la promovarea energiei electrice produse în co-generare (CHP) va fi adoptată de Uniunea Europeană, se va implementa un mecanism potrivit. Tarifele de distribuţie şi transport Având în vedere caracteristica acestor activităţi, şi anume de monopol natural, atât tarifele de transport, cat şi cele de distribuţie vor fi tarife reglementate, bazate pe următoarele principii, care dau mai multă stabilitate şi transparenta procesului: - principiile de tarifare vor consta într-un mecanism "price-cap" (CPI-X) pentru activităţile de transport şi distribuţie. Tariful social va fi menţinut, dar diferenţa dintre alte tarife rezidentiale va fi redusă în acelaşi timp cu conturarea şi implementarea unui mecanism de subventionare directa pentru persoanele cu venituri scăzute. Energie termica: Pentru consumatorii rezidentiali de energie termica se asteapta ca rezultatele studiilor făcute pentru stabilirea soluţiilor optime de încălzire pentru fiecare comunitate să fie implementate, în paralel cu derularea unui program de reducere a subvenţiilor. Pe parcursul acestei perioade consumatorii de energie termica rezidentiali vor continua sa plătească un tarif naţional de referinţa, dar necesitatea menţinerii lui va fi revizuită. Pentru cogenerare va rezultă o obligaţie de achizitionare a energiei prin mecanisme specifice. Consumatorii cu venituri scăzute vor primi subvenţii directe. Gaze naturale Piaţa gazelor naturale va fi deschisă complet începând din 2007. - preţurile interne la gaze se stabilesc: - pentru consumatorii eligibili - prin negocieri - pentru consumatorii captivi şi pentru consumatori care nu îşi exerseaza dreptul la eligibilitate - preţuri reglementate - tarifele pentru transport, şi inmagazinare sunt reglementate de ANRGN şi ANRM, publicate şi sunt bazate pe costurile justificate, plus profitul, iar pentru distribuţie într-un mecanism "price-cap" (CPI-X). Se estimeaza ca, până în 2007, preţul gazelor naturale la consumatorii finali sa crească gradat, astfel încât să se alinieze celui de import la gura sondei. Obiectivul ANRGN la stadiul actual al implementarii preţurilor şi tarifelor este de a face diferentieri ale tarifelor de distribuţie pe categoriile de consumatori care sunt aprovizionati prin sistemele de distribuţie. Tariful pentru serviciile de transport vor rămâne unice la nivel naţional şi vor fi de tipul "post stamp". Perioada 2008-2015 ELECTRICITATE Preţuri la energia electrica: - pentru consumatorii eligibili, preţul energiei va fi negociat. - cu toată deschiderea pieţei, vor mai exista consumatori finali captivi aprovizionati de furnizori de ultima instanţa, la preţuri reglementate prin mecanisme specifice. Pentru aceste categorii se vor menţine preţuri reglementate. Furnizorii care vand energie electrica acestor consumatori sunt denumiţi "Furnizori de ultima instanţa". - în această perioadă ANRE va reduce gradat obligaţia companiilor furnizoare/distribuitoare de energie electrica de a mai prelua energia electrica produsă în centrale de cogenerare, corelat cu concluziile studiilor şi programelor de reabilitare, modernizare şi investiţii în sisteme de furnizare a energiei termice către consumatori rezidentiali. Dacă Directiva referitoare la promovarea energiei electrice produsă în co-generare (CHP) va fi adoptată de Uniunea Europeană, se va implementa un mecanism potrivit. Tarifele de transport şi distribuţie: Având în vedere caracteristica acestor activităţi, şi anume de monopol natural, atât tarifele de transport, cat şi cele de distribuţie vor fi tarife reglementate, bazate pe următoarele principii, care dau mai multă stabilitate şi transparenta procesului: - principiile de tarifare vor consta într-un mecanism "price-cap" (CPI-X) pentru activităţile de transport şi distribuţie. Protecţia socială pentru consumatorii cu venituri reduse va fi implementata printr-un mecanism direct de subventionare de la buget. Energia termica, până la luarea unei decizii de continuare a aplicării preţului naţional de referinţa, factura fiecărui consumator va evidenţia costurile cu energia termica, stabilite prin preţuri reglementate de Autoritatea în cauza, pe baza principiului costurilor marginale justificate. Consumatorii cu venituri scăzute vor primi subvenţii directe. Gaze naturale Piaţa gazelor naturale va fi deschisă complet începând din 2007 - preţurile interne la gaze sunt stabilite: - pentru consumatorii eligibili - prin negocieri - pentru consumatorii captivi şi pentru consumatorii care nu îşi exerseaza dreptul la eligibilitate - preţuri reglementate - tarifele pentru transport şi inmagazinare sunt reglementate de ANRGN şi ANRM, publicate şi sunt bazate pe costurile justificate, plus profitul, iar pentru distribuţie într-un mecanism "price-cap" (CPI-X). Obiectivul ANRGN la stadiul actual al implementarii preţurilor şi tarifelor este de a face diferentieri ale tarifelor de transport în funcţie de distanta şi de cantitatea de gaze transportate, iar tarifele de distribuţie în funcţie de zona de distribuţie acoperită de operator. ÎNCASAREA FACTURILOR Îmbunătăţirea colectării facturilor la energie În ultimii doi ani s-au înregistrat importante îmbunătăţiri ale gradului de colectare a facturilor. Aceasta s-a datorat măsurilor luate de Guvern pentru disciplinarea pietii, măsuri care au constat în principal în: - Un program de reglementări şi măsuri ferme de deconectare a rau-platnicilor - Un program clar de recuperare a arieratelor şi mecanisme corespunzătoare cum ar fi: > conturi "escrow" în care se vărsa plăţile pentru căldură şi subvenţiile, după care sunt distribuite automat către furnizori/distribuitori > un program de încurajare a plăţii facturilor curente prin rescadentarea arieratelor, scutirea de penalizări şi/sau majorări în cazul în care se respecta programul stabilit. - Un program de monitorizare lunară. Ca urmare a aplicării măsurilor menţionate s-a îmbunătăţit semnificativ rata de colectare a facturilor: astfel în perioada iunie 2002 - iunie 2003 aceasta a reprezentat 94% pentru energia electrica şi 97% pentru gazul natural. Consultanţa În vederea implementarii acestor politici va fi necesar sprijinul Uniunii Europene, cat şi al instituţiilor financiare internaţionale, pentru implementarea sarcinilor specifice cu participarea companiilor de consultanţa specializate. V. MEDIUL România a ratificat Convenţia Cadru privind Schimbările Climatice la nivelul ONU. Prin semnarea Protocolului de la Kyoto, România s-a angajat sa reducă emisiile gazelor ce produc efectul de sera cu 8% 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 atmosfera provenind de la centralele mari de peste 50 MW, conform limitelor impuse prin Directivele Uniunii Europene (emisii de materii solide, SO