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:

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:

În aceasta ordine de idei, proiectiile de consum de energie au fost bazate pe următoarele criterii specifice:

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.

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: │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │a) │1,33│1,21│1,06│1,07│1,02│0,92│0,88│0,89│0,99│0,96│0,83│ │b) │0,66│0,61│0,53│0,41│0,39│0,35│0,34│0,34│0,38│ │ │ ├─────────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┤ │UNIUNEA │0,19│0,19│0,19│0,18│0,19│0,18│0,19│0,18│0,17│0,16│0,15│ │EUROPEANĂ│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ └─────────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┘ Pentru România sursa de informare este ISPE

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

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:

NECESARUL DE RESURSE PRIMARE ENERGETICE tcc/1000 $ din PIB (tone combustibil convenţional) ┌────────────┬─────────────┬──────────┬──────────┬──────────┬──────────────────┐ │ │Realizat 2001│ 2005 │ 2010 │ 2015 │Creştere 2015/2001│ ├────────────┼─────────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────────────┤ │Reducere a │ │ │ │ │ │ │intensitatii│ │ │ │ │ │ │energetice │ │ │ │ │ │ │ a) 50% │ 54,260 │ 54,000 │ 54,700 │ 57,300 │ 3000 │ │ b) 40% │ │ 57,770 │ 63,800 │ 68,500 │ 14,200 │ │ c) 30% │ │ 58,300 │ 66,900 │ 74,500 │ 20,200 │ └────────────┴─────────────┴──────────┴──────────┴──────────┴──────────────────┘ Se considera ca alternativa de reducere a intensitatii energetice cu 40%, reprezintă o 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:

Consumul de gaze naturale în România în perioada 2003-2015 ┌──────────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┐ │ Anul │2003│2004│2005│2006│2007│2008│2009│2010│2011│2012│2013│2014│2015│ ├──────────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┤ │Consum │15,9│16,4│16,7│17,3│17,8│18,5│19,0│19,7│20,2│20,9│21,5│22,2│22,8│ │(mld. mc) │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ ├──────────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┤ │Resurse │11,9│11,7│10,7│10,2│8,5 │8,2 │7,8 │7,5 │6,9 │6,6 │6,2 │5,9 │5,5 │ │Interne │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │(mld. mc) │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ ├──────────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┤ │Resurse │4,0 │4,7 │6,0 │7,1 │9,3 │10,3│11,2│12,2│13,3│14,3│15,3│16,3│17,3│ │Import │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │(mld. mc) │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ ├──────────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┤ │Import │25,2│28,7│35,9│41,0│52,2│55,7│58,9│61,9│65,8│68,4│71,2│73,4│75,9│ │relativ la│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │consumul │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │anual │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ └──────────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┘ Sursa: Autoritatea 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;

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:

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:

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:

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:

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

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:

Acţiuni viitoare vor fi întreprinse în scopul rezolvarii unor probleme specifice, şi anume:

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;

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:

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.

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:

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;

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:

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:

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*

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:

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*

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*

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:

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:

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

PROGRAMUL DE PRIVATIZARE Guvernul României a aprobat următorul program de privatizare:

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:

Au fost diferenţiate preţurile la consumatori astfel:

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:

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:

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

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:

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:

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.

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.

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.

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:

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:

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.

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:

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:

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

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:

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(2) şi NOX).

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

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

Pentru centralele din cadrul Termoelectricii totalul investiţiilor pentru perioada 2003-2015 este estimat la 1,026 mld. USD, din care 28,9% vor fi cheltuiti până în 2007.

Investiţiile pentru modernizarea cazanelor şi a electroprecipitatorilor (emisii solide) reprezintă 8%, modernizarea arzatoarelor este 6% şi desulfurizarea 86%.

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

Rezultatele implementarii acestui program pentru centralele din structura Termoelectricii este relevata printr-o reducere semnificativă a emisiilor, după cum urmează: ┌────────┬──────────────────────┬─────────┬─────────┬────────┐ │ Emisii │ │ 1989 │ 2007 │ 2012 │ ├────────┼──────────────────────┼─────────┼─────────┼────────┤ │ │ t/an │ 645,546 │ 265,649 │ 56,623 │ │ SO2 ├──────────────────────┼─────────┼─────────┼────────┤ │ │ % comparativ cu 1989 │ 100 │ 41% │ 8,8% │ ├────────┼──────────────────────┼─────────┼─────────┼────────┤ │ │ t/an │ 112,152 │ 62,125 │ 56,386 │ │ NOX ├──────────────────────┼─────────┼─────────┼────────┤ │ │ % comparativ cu 1989 │ 100 │ 55 │ 50 │ ├────────┼──────────────────────┼─────────┼─────────┼────────┤ │ │ t/an │ 139,064 │ 16,836 │ 8,836 │ │ Solid ├──────────────────────┼─────────┼─────────┼────────┤ │ │ % comparativ cu 1989 │ 100 │ 12 │ 6 │ └────────┴──────────────────────┴─────────┴─────────┴────────┘ VI. RESTRUCTURAREA SECTORULUI DE PRODUCERE A ENERGIEI ŞI OPERAREA PRODUCĂTORILOR PE PIATA Asa cum s-a menţionat mai sus, procesul de restructurare în domeniul energiei electrice şi a gazului natural a început prin: * Restructurarea companiilor integrate vertical în companii autonome de producere, transport, distribuţie şi furnizare; * Restructurarea segmentului de producere în: 5 producători termo, 1 producător hidro, un producător de energie nucleara şi 14 producători în cogenerare care au fost transferati autorităţilor locale; mai exista şi 3 producători independenţi separati în 1988; * Restructurarea sectorului de gaze naturale în sectoare autonome de producere şi inmagazinare (Romgaz), transport (Transgaz) şi 2 companii de distribuţie (Distrigaz Nord şi Distrigaz Sud); * Diminuarea concentrarii producţiei de gaze naturale şi a importului prin acordarea de licenţe şi autorizaţii unui număr din ce în ce mai mare de companii;

Procesul de restructurare a continuat în perioada 2002-2003 prin: * Reorganizarea distribuţiei de energie electrica în 8 companii regionale de distribuţie * Restructurarea societăţii Termoelectrica prin: > separarea în anul 2001 a Electrocentralei Deva, > externalizarea a 19 de centrale care sunt în principal producătoare de energie termica către autorităţile locale * În anul 2002, în vederea realizării unui mediu comercial îmbunătăţit, Guvernul României a aprobat o noua hotărâre de restructurare a societăţii Termoelectrica, cat şi de reglare a unor funcţii operationale, care prevede: > Restructurarea producţiei de energie în centralele termice ale societăţii Termoelectrica prin înfiinţarea a 5 societăţi comerciale ce vor opera în mod direct pe piaţa energetica din România: ┌─────────────────────────────┬─────────────────┬────────────────────────┐ │ Societatea Comercială │Puterea instalata│ Combustibil │ │ │ MW │ │ ├─────────────────────────────┼─────────────────┼────────────────────────┤ │Electrocentrale Turceni SA │1990 MW │lignit │ ├─────────────────────────────┼─────────────────┼────────────────────────┤ │Electrocentrale Rovinari SA │1320 MW │combustibil lichid, gaze│ │ │ │naturale │ ├─────────────────────────────┼─────────────────┼────────────────────────┤ │Electrocentrale Bucureşti SA │2,938 MW │ │ ├─────────────────────────────┼─────────────────┼────────────────────────┤ │Electrocentrale Deva SA │1,260 MW │huila │ ├─────────────────────────────┼─────────────────┼────────────────────────┤ │Termoelectrica SA │2,237 MW │combustibil lichid, gaze│ │ │ │naturale şi huila │ ├─────────────────────────────┼─────────────────┼────────────────────────┤ │TOTAL │9,745 MW │ │ └─────────────────────────────┴─────────────────┴────────────────────────┘ > separarea serviciilor de întreţinere şi reparaţii în 5 filiale şi 12 sucursale, care operează pe 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 sa încheie contracte, să-şi asume raspunderi şi să între pe piaţa.

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

Pentru centralele pe lignit, Turceni şi Rovinari, situate chiar lângă gura minelor, este prevăzut ca în urma acestor restructurari să se unească minele principale ce furnizează carbunele, cu centralele, din punct de vedere al costurilor, formând asa numite "complexe energetice". Toate acestea sunt în concordanta cu semnalele primite de la potenţiali investitori, în sensul de a avea un control direct al costurilor. Ca rezultat al procesului de restructurare implementat în ultimii 10 ani, exploatările din minele de lignit nu mai sunt subvenţionate ca urmare a măsurilor deja luate şi lucrează în profit. Se prevede că prin integrarea principalelor mine de lignit în costurile centralelor, sub forma "complexelor energetice" dezavantajul captivitatii să fie anulat, iar producătorul de energie va putea de aici incolo sa optimizeze costurile producţiei de lignit conform necesarului de resurse energetice competitive. Aceasta reprezintă şi o atitudine pozitiva 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 tari ca Germania, Spania, Ungaria, Turcia şi recent în Polonia.

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

În vederea implementarii unui mecanism transparent, au fost contactate doua firme de consultanţa: KEMA, finanţată de Phare şi una finanţată de Banca Mondială şi care urmează să fie selectata.

Consultanţii trebuie să găsească soluţii pentru următoarele probleme:

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 totală deschidere a pieţei, Hidroelectrica va fi divizata în societăţi comerciale, în complexe, de preferat, împreună cu termocentrale (depinde de reactia pieţei şi decizii) şi li se va permite accesul pe piaţa. ┌──────────────────────────────────────────────────────────────────────────────┐ │ VI.1. PROGRAMUL DE DEZVOLTARE ENERGETICA PENTRU │ │ PERIOADA 2003-2015 │ └──────────────────────────────────────────────────────────────────────────────┘ Premize: * creşterea medie a consumului de energie electrica: 2,7%/an * stabilirea unei ierarhii de prioritati cu unităţile care să fie reabilitate, precum şi a unităţilor noi care să se realizeze folosind ca baza criteriul costurilor celor mai competitive * folosirea resurselor interne de materii prime energetice disponibile, şi care răspund criteriului de eficienta, respectiv: > 30 mil. t lignit (6,1 mil. tcc) > 3,5 mil. t huila (1,2 mil. tcc) > gaze naturale: producţia interna în 2015 va reprezenta 60-65% din producţia anului 2001 > petrol brut: producţia interna în 2015 va reprezenta 85% din producţia anului 2001. * unităţi noi şi reabilitate pe bază de cărbune, se prevăd a se realiza cu dispozitive de desulfurizare a gazelor de ardere şi arzatoare cu emisie scăzută de NOX * resurse regenerabile - complementare celor convenţionale care să ajungă la 34% din totalul resurselor Pe aceasta baza totalul (max.) resurselor energetice interne (inclusiv nucleare): este estimat la cca. 24 mil. tcc/an, în perioada 2005-2015.

Proiecte de promovat (Anexa 1). Lista proiectelor care urmează să fie promovate a fost stabilită pe principiul eficientei costurilor şi a calificării în funcţie de ordinul de merit (Anexa 1 referitoare la determinarea costurilor egalizate). ┌──────────────────────────────────────────────────────────────────────────────┐ │ VI.2. PROGRAMELE DE ÎNCHIDERE A CENTRALELOR │ └──────────────────────────────────────────────────────────────────────────────┘ În Anexa 1 este atasat programul de închidere a centralelor a căror perioada de exploatare a expirat şi/sau care sunt ineficiente. Selecţia lor s-a făcut pe baza analizei de eficienta a fiecărei unităţi de producţie în parte, fiind avute în vedere criterii de merit, vechimea echipamentelor şi locul lor pe piaţa.

Decizia de închidere va tine cont şi de alţi factori, cum este asigurarea unei disponibilitati de capacităţi instalate de producere a energiei care să asigure acoperirea cererii de vârf, în paralel cu optimizarea capacităţii de rezerva; s-au luat în considerare şi alte criterii ca impactul integrării pietii regionale a energiei şi participarea la aceasta piaţa. Programul special de închidere a centralelor va fi definitivat cu asistenţa Phare (Uniunea Europeană) ce se afla în curs. ┌──────────────────────────────────────────────────────────────────────────────┐ │ VI.3. SIGURANTA NUCLEARA │ └──────────────────────────────────────────────────────────────────────────────┘ În ultimii trei ani Centrala de la Cernavoda Unitatea nr. 1 (700 MW) a furnizat 7% din producţia medie de energie electrica în România.

Aceasta centrala nucleara funcţionează pe tehnologii moderne şi are o contribuţie importanţa la asigurarea cererii de energie electrica. Funcţionarea prezintă siguranţa.

Proiectele de energetica nucleara sunt implementate în România prin îndeplinirea cerinţelor acquis-ul comunitar, incluzând şi Tratatul European pentru Energie Atomica, ca instrumente fundamentale de imbunatatire a standardului de viaţa în statele membre ale Uniunii Europene şi a relaţiilor cu alte tari.

În vederea procesului de extindere a Uniunii Europene, legislaţia naţionala este armonizata cu cea comunitara în domeniul energeticii nucleare.

Asigurarea funcţionarii sigure a centralei se bazează pe un plan de acţiune complex.

Pentru aceasta, au fost aprobate următoarele sarcini suplimentare: *Font 9* ÎMBUNĂTĂŢIREA SECURITĂŢII NUCLEARE CONFORM DOCUMENTULUI "POZIŢIA ROMÂNIEI PRIVIND RECOMANDĂRILE UNIUNII EUROPENE DIN RAPORTUL REFERITOR LA SECURITATEA NUCLEARA ÎN PROCESUL DE EXTINDERE" -CONF-RO 39/01, CONF-RO 4/02 ┌─────────────────────────────────────┬───────────────────────────────┬──────────────────┐ │ 2003-2004 │ 2005-2007 │ 2008-2015 │ ├──────────────────────────┬──────────┼─────────────────────┬─────────┼───────────┬──────┤ │ Acţiune SNN │ termen │ Acţiune SNN │ termen │Acţiune SNN│Termen│ ├──────────────────────────┼──────────┼─────────────────────┼─────────┼───────────┼──────┤ │Dezvoltarea şi finalizarea│2002-2004 │Centrul de urgente de│ Trim. I │Finalizare │ 2009 │ │PSA pentru seism, incendiu│ │pe amplasamentul de │ 2005 │Periodic │ │ │şi inundaţii │ │la Cernavoda - │ │ Safety │ │ │ │ │construcţie şi │ │Review- │ │ │ │ │procurare de │ │unitatea 1 │ │ │ │ │echipamente │ │ │ │ ├──────────────────────────┼──────────┼─────────────────────┼─────────┼───────────┼──────┤ │Centrul de urgente de pe │Trim. I-IV│Centrul de urgente de│Trim. II-│ │ │ │amplasamentul de la │ 2003 │pe amplasamentul de │III 2005 │ │ │ │Cernavoda-proiectare │ │la Cernavoda - punere│ │ │ │ │ │ │în funcţiune │ │ │ │ ├──────────────────────────┼──────────┼─────────────────────┼─────────┼───────────┼──────┤ │Programele specifice de │ Trim. II │Programele specifice │Trim. IV │ │ │ │imbunatatire a securităţii│ 2003 │de imbunatatire a │ 2005 │ │ │ │nucleare pentru centralele│ │securităţii nucleare │ │ │ │ │nuclearoelectrice; │ │pentru centralele │ │ │ │ │înlocuirea motoarelor │ │nucleare: proiectarea│ │ │ │ │pompelor în sistemul │ │şi montarea standului│ │ │ │ │primar de răcire │ │de testare pentru │ │ │ │ │ │ │mecanisme de │ │ │ │ │ │ │reactivitate │ │ │ │ ├──────────────────────────┼──────────┼─────────────────────┼─────────┼───────────┼──────┤ │Programele specifice de │ │Programele specifice │Trim. IV │ │ │ │imbunatatire a securităţii│ │de imbunatatire a │ 2005 │ │ │ │nucleare: reactualizare │ │securităţii nucleare │ │ │ │ │analize de eforturi pentru│ │pentru centralele │ │ │ │ │sistemul de injecţie │ │nucleare: │ │ │ │ │lichid │ │modernizare sistem │ │ │ │ │ │ │detectare incendii │ │ │ │ ├──────────────────────────┼──────────┼─────────────────────┼─────────┼───────────┼──────┤ │Programele specifice de │ │Elaborare PSA nivel │2005-2006│ │ │ │imbunatatire a securităţii│ │2 şi 3 │ │ │ │ │nucleare pentru centralele│ │ │ │ │ │ │nucleare; montarea vasului│ │ │ │ │ │

│de expansiune în aval de │ │ │ │ │ │ │PV78 în sistemul ECC │ │ │ │ │ │ ├──────────────────────────┼──────────┼─────────────────────┼─────────┼───────────┼──────┤ │Centrul de urgente de pe │ │Program de lucru │ 2006 │ │ │ │amplasamentul de la │ │pt. elaborarea │ │ │ │ │Cernavoda-construcţie şi │ │Periodic Safety │ │ │ │ │procurare de echipamente │ │Review la Unitatea 1 │ │ │ │ ├──────────────────────────┼──────────┼─────────────────────┼─────────┼───────────┼──────┤ │Program de instruire │ │ │ │ │ │ │pentru menţinerea │ │ │ │ │ │ │competentei operatorilor │ │ │ │ │ │ ├──────────────────────────┼──────────┼─────────────────────┼─────────┼───────────┼──────┤ │Întocmirea cap. 15 │ │ │ │ │ │ │(analize de securitate) │ │ │ │ │ │ │al Raportului final de │ │ │ │ │ │ │securitate pentru U2 │ │ │ │ │ │ ├──────────────────────────┼──────────┼─────────────────────┼─────────┼───────────┼──────┤ │Programele specifice de │ │ │ │ │ │ │imbunatatire a securităţii│ │ │ │ │ │ │nucleare pentru centralele│ │ │ │ │ │ │nucleare: │ │ │ │ │ │ │înlocuire/modernizare │ │ │ │ │ │ │sistem │ │ │ │ │ │ │localizare/detectare │ │ │ │ │ │ │combustibil defect şi │ │ │ │ │ │ │sistem analiza gaz │ │ │ │ │ │ ├──────────────────────────┼──────────┼─────────────────────┼─────────┼───────────┼──────┤ │Programele specifice de │ │ │ │ │ │ │imbunatatire a securităţii│ │ │ │ │ │ │nucleare pentru centralele│ │ │ │ │ │ │nucleare: retehnologizare │ │ │ │ │ │ │analizare D2O în H2O │ │ │ │ │ │ ├──────────────────────────┼──────────┼─────────────────────┼─────────┼───────────┼──────┤ │Programele specifice de │ │ │ │ │ │ │imbunatatire a securităţii│ │ │ │ │ │ │nucleare pentru centralele│ │ │ │ │ │ │nucleare: │ │ │ │ │ │ │înlocuire/modernizare │ │ │ │ │ │ │sistem gaz cromatograf │ │ │ │ │ │ ├──────────────────────────┼──────────┼─────────────────────┼─────────┼───────────┼──────┤ │Programele specifice de │ │ │ │ │ │ │imbunatatire a securităţii│ │ │ │ │ │ │nucleare pentru centralele│ │ │ │ │ │ │nucleare: modalităţi de │ │ │ │ │ │ │menţinere a temperaturii │ │ │ │ │ │ │apei în sistemul de │ │ │ │ │ │ │stropire │ │ │ │ │ │ ├──────────────────────────┼──────────┼─────────────────────┼─────────┼───────────┼──────┤ │Finalizarea PSA -full │ │ │ │ │ │ │scope- şi implementarea │ │ │ │ │ │ │programului de │ │ │ │ │ │ │monitorizare a riscului în│ │ │ │ │ │ │exploatare │ │ │ │ │ │ └──────────────────────────┴──────────┴─────────────────────┴─────────┴───────────┴──────┘ ADMINISTRAREA COMBUSTIBILULUI FOLOSIT ŞI A DEŞEURILOR RADIOACTIVE ┌─────────────────────────────────────────┬──────────────────┬──────────────────┐

│ 2003-2004 │ 2005-2007 │ 2008-2015 │ ├──────────────────────────────────┬──────┼───────────┬──────┼───────────┬──────┤ │ Acţiune SNN │termen│Acţiune SNN│termen│Acţiune SNN│termen│ ├──────────────────────────────────┼──────┼───────────┼──────┼───────────┼──────┤ │Punerea în funcţiune a primului │ Mai │ │ │ │ │ │modul de stocare al depozitului │ 2003 │ │ │ │ │ │intermediar de combustibil ars, pe│ │ │ │ │ │ │amplasamentul CNE Cernavoda; │ │ │ │ │ │ │extinderea capacităţii de stocare │ │ │ │ │ │ │se va face etapizat: un modul de │ │ │ │ │ │ │stocare va fi pus în funcţiune la │ │ │ │ │ │ │fiecare doi ani │ │ │ │ │ │ └──────────────────────────────────┴──────┴───────────┴──────┴───────────┴──────┘ Pentru realizarea cerinţelor de securizare în acest domeniu, România a făcut pasi importanti, asa cum s-a menţionat anterior şi, în plus, un sistem de instruire şi menţinere a calificării personalului, cat şi de atestare a acestuia, construirea de capacităţi împreună cu companii ce pot furniza suport tehnic. ┌──────────────────────────────────────────────────────────────────────────────┐ │ VI.4. PROGRAMUL DE ELECTRIFICARI │ └──────────────────────────────────────────────────────────────────────────────┘ Concentrarea pe zonele cu un nivel de trai scăzut Zonele izolate şi obiectivele răspândite în teren, aflate la distanţe mari de centrele comunităţilor pot fi conectate la reţea numai dacă se disponibilizeaza sume importante. Viitorii clienţi nu pot suporta întotdeauna cheltuielile cu electrificarea şi banii investiti pot fi recuperati din profitul vânzărilor de energie electrica, soluţie care în cele mai multe din cazuri nu corespunde cu strategia economică actuala. Perioada de recuperare pentru astfel de investiţii depăşeşte 12-15 ani. Pentru unele proiecte nu se estimeaza recuperarea investiţiilor nici pe durata de viaţa a activelor fixe.

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

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

Totalul investiţiilor necesare pentru electrificarea tuturor gospodariilor din ţara este de cca. 300 mii Euro şi costul mediu specific pe gospodărie este de cca. 3200 Euro Cele mai nefavorabile locatii, cu cel mai mare număr de gospodării se afla în zone rurale fără nici un fel de electrificare, după cum urmează: ┌───────────────┬─────────────────────┬─────────────────────┐ │ Judeţ │ Nr. de gospodării │ Nr. de localităţi │ ├───────────────┼─────────────────────┼─────────────────────┤ │Harghita │ 1088 │ 32 │ ├───────────────┼─────────────────────┼─────────────────────┤ │Alba │ 1029 │ 42 │ ├───────────────┼─────────────────────┼─────────────────────┤ │Bihor │ 312 │ 4 │ ├───────────────┼─────────────────────┼─────────────────────┤ │Hunedoara │ 294 │ 22 │ └───────────────┴─────────────────────┴─────────────────────┘ Cantitatea de lucrări necesare pentru conectarea la sistem a celor 4636 de gospodării, din cele 203 localităţi complet neelectrificate poate fi evidenţiată prin următoarele cifre: 559,4 km reţele electrice de 20 kV, 721,5 km de reţele electrice de 0,4 kV, 57 km reţele electrice de 1 kV, 231 unităţi de staţii de transformare de 20/0,4 kV (dintr-un total de 6033 kVA), 49 unităţi de staţii de transformare de 1/0,4 kV (dintr-un total de 533 kVA).

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

Se evidenţiază mai jos un exemplu cu un număr de sate, un anumit număr de locuitori şi minimum de cost specific. Trebuie spus ca costul specific nu este singurul criteriu de stabilire a prioritatilor. De regula, aceste prioritati sunt stabilite de Consiliile Locale. ┌───────────┬──────────────────┬────────────────┬───────────────────────┐ │ Judeţul │ Localitatea │ Nr. gospodării │ Costul specific │ │ │ │ │ (mil. lei/gospodărie) │ ├───────────┼──────────────────┼────────────────┼───────────────────────┤ │ Alba │ Avram Iancu │ 45 │ 52,4 │ │ ├──────────────────┼────────────────┼───────────────────────┤ │ │ Zlatna │ 25 │ 70,6 │ │ ├──────────────────┼────────────────┼───────────────────────┤ │ │ Feteni │ 17 │ 100 │ │ ├──────────────────┼────────────────┼───────────────────────┤ │ │ Dealu Geoagiului │ 33 │ 114,6 │ ├───────────┼──────────────────┼────────────────┼───────────────────────┤ │ Harghita │ Laz │ 10 │ 38,2 │ │ ├──────────────────┼────────────────┼───────────────────────┤ │ │ Baile Chiriu │ 345 │ 76,4 │ │ ├──────────────────┼────────────────┼───────────────────────┤ │ │ Valea Rotunda │ 35 │ 113 │ ├───────────┼──────────────────┼────────────────┼───────────────────────┤ │ Hunedoara │ Dumesti │ 25 │ 155,4 │ │ ├──────────────────┼────────────────┼───────────────────────┤ │ │ Bocsa Mare │ 25 │ 160,6 │ ├───────────┼──────────────────┼────────────────┼───────────────────────┤ │ Bacau │ Fagetel │ 16 │ 75 │ │ ├──────────────────┼────────────────┼───────────────────────┤ │ │ Valea Lupului │ 48 │ 78 │ │ ├──────────────────┼────────────────┼───────────────────────┤ │ │ Taula │ 46 │ 96,9 │ └───────────┴──────────────────┴────────────────┴───────────────────────┘ Investiţiile necesare pentru realizarea procesului de electrificare a zonelor neelectrificate (identificate în mai 2002) *Font 9* ┌────┬─────────────┬───────┬──────────┬──────────┬───────────┬──────────┬─────────────────┐ │nr. │ │ Nr. │ Nr. │Investiţia│Investiţia │ Cost │ Cost specific │ │crt.│ Filiala │locatii│gospodării│(mil. lei)│(mil. Euro)│ specific │(Euro/gospodărie)│ │ │ │ │ │ │ │(mil. lei)│ │ ├────┼─────────────┼───────┼──────────┼──────────┼───────────┼──────────┼─────────────────┤ │ 1 │MOLDOVA │ 18 │ 407 │ 60845 │ 2,3 │ 149,496 │ 5,537 │ ├────┼─────────────┼───────┼──────────┼──────────┼───────────┼──────────┼─────────────────┤ │ 2 │DOBROGEA │ 4 │ 72 │ 10094,1 │ 0,4 │ 140,196 │ 5,192 │ ├────┼─────────────┼───────┼──────────┼──────────┼───────────┼──────────┼─────────────────┤ │ 3 │MUNTENIA NORD│ 22 │ 547 │ 58024 │ 2,1 │ 106,077 │ 3,929 │ ├────┼─────────────┼───────┼──────────┼──────────┼───────────┼──────────┼─────────────────┤

│ 4 │BANAT │ 34 │ 569 │ 230414 │ 8,5 │ 404,946 │ 14,998 │ ├────┼─────────────┼───────┼──────────┼──────────┼───────────┼──────────┼─────────────────┤ │ 5 │OLTENIA │ 7 │ 101 │ 41148,4 │ 1,5 │ 407,410 │ 15,089 │ ├────┼─────────────┼───────┼──────────┼──────────┼───────────┼──────────┼─────────────────┤ │ 6 │TRANSILVANIA │ 23 │ 535 │ 96695,1 │ 3,6 │ 180,739 │ 6,694 │ │ │NORD │ │ │ │ │ │ │ ├────┼─────────────┼───────┼──────────┼──────────┼───────────┼──────────┼─────────────────┤ │ 7 │TRANSILVANIA │ 97 │ 2628 │ 549849,2 │ 20,4 │ 209,227 │ 7,749 │ │ │SUD │ │ │ │ │ │ │ ├────┼─────────────┼───────┼──────────┼──────────┼───────────┼──────────┼─────────────────┤ │ 8 │MUNTENIA SUD │ │ │ │ 0 │ │ │ ├────┴─────────────┼───────┼──────────┼──────────┼───────────┼──────────┼─────────────────┤ │ Electrica │ 205 │ 4859 │1047069,8 │ 38,8 │ 215,491 │ 7,981 │ └──────────────────┴───────┴──────────┴──────────┴───────────┴──────────┴─────────────────┘ Pentru implementarea acestor programe este nevoie de suport financiar de la instituţii financiare (Banca Mondială), cat şi de programe de la Uniunea Europeană. S-a prevăzut ca Ministerul Economiei şi Comerţului sa folosească o parte din fondurile rezultate din privatizarea unităţilor publice.

VII. PIATA REGIONALA DE ENERGIE ELECTRICA România trebuie să joace un rol important pe piaţa de energie electrica din Sud-Estul Europei şi împreună cu alte tari din sistem să asigure balanţa energetica a capacităţilor în zona secundară de sincronizare.

Evoluţia legăturilor contractuale ar trebui sa conducă la formarea unei pieţe regionale de energie, în contextul iniţiativei REM a ţărilor din regiune (Albania, Bosnia-Hertegovina, Bulgaria, Grecia, Macedonia, România, Serbia-Muntenegru şi Turcia - ca nou membru acceptat în noiembrie anul trecut).

Piaţa regionala, în care România va juca un rol important, va reprezenta un pas important în vederea integrării pe piaţa energetica a Uniunii Europene şi este de asteptat sa furnizeze oportunitati superioare în comerţul liber şi marketing, în aceasta ordine de idei, este de menţionat iniţiativa României de a înfiinţa la Bucureşti o bursa naţionala/regionala de energie, pentru care tratativele sunt în curs.

Anexa 1 ● Balanţa energiei primare pentru România în perioada 2003-2015 ● Indicatorii macroeconomici şi energetici pentru perioada 2003-2015

│ │ │ │ │ │ │ │Reducere cu │ │- varianta de baza │1259 │ 1227 │ 1216 │ 1060 │ 875 │ 729 │40% │ │ritm anual de creştere [%]│ │ │ -3,4│ -3,8│ -3,6│ │ │ │ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┼─ ─ ─ ─ ─ │ ─ ─ ─ ─ ─┤─ ─ ─ ─ ─ │ ─ ─ ─ ─ ─ ─┤ │ │ │ │ │ │ │ │Reducere cu │ │- varianta alternativa │ │ │ │ 1100 │ 965 │ 850 │30% │ │ritm anual de creştere [%]│ │ │ -2,5│ -2,6│ -2,5│ │ │ ├──────────────────────────┼──────┼──────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼────────────┤ │Resurse energie primara │ │ │ │ │ │ │ │ │(I+II+III) [mil. tcc] │60176 │ 59712│ 63908 │ │ │ │ │ ├──────────────────────────┼──────┼──────┼──────────┼──────────┴──────────┴──────────┼────────────┤ │ │ │ │ │ │creştere │ │din care: │ │ │ │ │2001-2015: │ ├──────────────────────────┼──────┼──────┼──────────┼──────────┬──────────┬──────────┤ │ │ │ │ │ │54000 │54700 │57300 │3,0 mil. tcc│ │I. Consum intern ├──────┼──────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┤14,2 mil. │ │TOTAL │ │ │ │57770 │63800 │68500 │tcc │ │ ├──────┼──────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┤ │ │(prod + import + stoc 1.01│52389 │ 51979│ 54260 │ │ │ │ │ │ ├──────┴──────┴──────────┼──────────┼──────────┼──────────┤20,2 mil. │ │- export - stoc 31.12) │ │58300 │66900 │74500 │tcc │ ├──────────────────────────┼──────┬──────┬──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼────────────┤ │- cărbune + cocs │ │ 10682│ 11674 │ 11800 │ 11800 │11600 │ │ │ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─┼ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─ ─┤ │- ţiţei + prod. petrol. │ │ │ │ │ │ │ │ │import │ │ 14016│ 15441 │ │ │ │ │ │ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─┼ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ 22970 │ │ │ ─ ─ ─ ─ ─ ─┤ │- gaze naturale │ │ 19548│ 19027 │ │ │ │ │ │ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─┼ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─ ─┤ │- en. hidroelec. + import │ │ │ │ │ │ │ │ │en. │ │ 1733│ 1674 │ 2100 │ 2500 │ 2680 │ │ │ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─┼ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─ ─┤ │- energie │ │ │ │ │ │ │ │ │nuclearoelectrica │ │ 1911│ 1908 │ 1900 │ 3780 │ 5670 │ │ │ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─┼ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─ ─┤ │- alte resurse │ │ 4088│ 4537 │ 5000 │ 5000 │ 5000 │ │ ├──────────────────────────┼──────┼──────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼────────────┤ │ I.1 din ţara │37831 │ 36367│ 36011 │ 34900 │ 34100 │34700 │ │ ├──────────────────────────┼──────┼──────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼────────────┤ │ │ │ │ │ │ │ │menţinere │ │- cărbune + cocs │ │ 7943│ 8384 │ 8400 │ 8500 │ 8500 │nivel 2001 │

├ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─┼ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─┤ ─ ─ ── ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ── ── ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─ ─┤ │- ţiţei │ │ 5115│ 3907 │ 3700 │ 3700 │ 3600 │urmăreşte │ ├ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─┼ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─┤ ─ ─ ── ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ── ── ─ ─┤declinul │ │ │ │ │ │ │ │ │producţiei │ │- gaze naturale │ │ 15673│ 15695 │ 14100 │ 11000 │ 9700 │interne │ ├ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─┼ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─┤ ─ ─ ── ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ── ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─ ─┤ │ │ │ │ │ │ │ │pt. un plus │ │ │ │ │ │ │ │ │de 850 MW - │ │- energie hidroelectrica │ │ 1637│ 1580 │ 1800 │ 2100 │ 2200 │2,5 TWh │ ├ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─┼ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─┤ ─ ─ ── ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ── ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─ ─┤ │- energie │ │ │ │ │ │ │1 gr. 2005/2│ │nuclearoelectrica │ │ 1911│ 1908 │ 1900 │ 3780 │ 5670 │gr. 2010/3 │ ├ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─┼ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─┤ ─ ─ ── ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ── ─ ─┤gr. până în │ │- alte resurse │ │ 4088│ 4537 │ 5000 │ 5000 │ 5000 │2015 │ ├ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─┼ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─┤ ─ ─ ── ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ── ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─ ─┤ │ │ │ │ │ 19100 │ 20600 │22600 │creştere │ │ │ │ │ ├──────────┼──────────┼──────────┤import │ │ │ │ │ │ 35,4│ 37,6 │ 39,4 │2001-2015: │ │ │ │ │ │ │ │ │4,4 mil. tcc│ │ │ │ │ ├──────────┼──────────┼──────────┼────────────┤ │ │ │ │ │ 22870 │ 29700 │33800 │15,5 mil. │ │ │ │ │ │ │ │ │tcc │ ├──────────────────────────┼──────┼──────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼────────────┤ │ I.2 din import │14558 │ 15612│ 18250 │ 39,6│ 46,6 │ 49,3 │ │ ├──────────────────────────┼──────┼──────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼────────────┤ │ │ │ │ │ 23400 │ 32800 │39800 │21,5 mil. │ │ │ │ │ │ │ │ │tcc │ │ │ │ │ ├──────────┼──────────┼──────────┼────────────┤ │dependenta import [%] │ 27,8 │ 30,0 │ 33,6 │ 40,1│ 49,0 │53,4 │ │ │ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ──┤ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─ ─┤ │- cărbune + cocs │ 2472 │ 2740 │ 3289 │ 3400 │ 3300 │ 3100 │ │ │ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ──┤ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─ ─┤ │ │ │ │ │ 15500 │ 16900 │19000 │ │ │ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ──┼─ ─ ─ │ ─ ─ ─ ─ ─┤ │ │ │ ─ ─ ─ ─ ─ ─┤ │- ţiţei + produse │ │ │ │ │ │ │ │ │petroliere │ 8322 │ 8901 │ 11534 │ 19270 │ 26000 │30220 │ │ │ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ──┤ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ │ │ │ ─ ─ ─ ─ ─ ─┤ │- gaze naturale │ 3628 │ 3875 │ 3332 │ 19800 │ 29100 │36220 │ │ │- energie electrica │ 136 │ 96 │ 94 │ 200 │ 400 │ 480 │ │ ├──────────────────────────┼──────┼──────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼────────────┤ │II. export │ 3578 │ 4211 │ 4765 │ - │ - │ - │ │

├──────────────────────────┼──────┼──────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼────────────┤ │- cărbune + cocs │ 83 │ 18 │ 5 │ │ │ │ │ │ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ──┤ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─ ─┤ │- produse petroliere │ 3271 │ 4012 │ 4504 │ │ │ │ │ │ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ──┤ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─ ─┤ │- energie electrica │ 224 │ 181 │ 256 │ │ │ │ │ ├──────────────────────────┼──────┼──────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼────────────┤ │III. stoc 31.12 │ 4209 │ 3522 │ 4882 │ - │ - │ - │ │ ├──────────────────────────┼──────┼──────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼────────────┤ │- cărbune + cocs │ 1115 │ 1206 │ 1738 │ │ │ │ │ │ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ──┤ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─ ─┤ │- ţiţei + produse │ │ │ │ │ │ │ │ │petroliere │ 3072 │ 2302 │ 2482 │ │ │ │ │ │ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ──┤ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─ ─┤ │- gaze naturale │ 0 │ 0 │ 633 │ │ │ │ │ │ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ──┤ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─┤ ─ ─ ─ ─ ─ ─┤ │- alte resurse │ 22 │ 13 │ 29 │ │ │ │ │ └──────────────────────────┴──────┴──────┴──────────┴──────────┴──────────┴──────────┴────────────┘ *Font 7* Tabelul nr. 2 Indicatori macroeconomici şi energetici ai României pentru perioada 1998 - 2015 Scenariul de baza ┌──────────────────────────────────────────┬────────┬─────┬─────┬─────┬─────┬───────────┬─────┬─────┬─────┬─────┬─────┐ │ │ UM. │1998 │1999 │2000 │2001 │ 2002 │2003 │2004 │2005 │2010 │2015 │ │ │ ├─────┴─────┴─────┴─────┼───────────┼─────┴─────┴─────┴─────┴─────┤ │ │ │ Realizari │ Realizari │ Estimari │ │ │ │ │preliminare│ │ ├──────────────────────────────────────────┼────────┼─────┬─────┬─────┬─────┼───────────┼─────┬─────┬─────┬─────┬─────┤ │1. Populaţie │mil loc │22,5 │22,5 │22,4 │22,4 │ 22,3 │22,3 │22,2 │22,2 │22,4 │22,6 │ │ ├────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼───────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤ │ ritm anual de creştere │ °/(55)│ │-2,0 │-1,9 │-1,7 │ -1,5 │-1,5 │-2,7 │-0,4 │1,40 │ 2,0 │ ├──────────────────────────────────────────┼────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼───────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤ │2. Produs Intern Brut (PIB) │10^9$ 98│42,1 │41,6 │42,4 │44,6 │ 46,7 │49,1 │51,8 │54,5 │72,9 │93,9 │ │ ├────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼───────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤ │ ritm anual de creştere │ % │-5,4 │-1,2 │ 1,8 │ 5,5 │ 4,7 │ 5,2 │ 5,5 │ 5,1 │ 6,0 │ 5,2 │ │ ├────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼───────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤

│ PIB/locuitor │$ 98/loc│1872 │1853 │1890 │1993 │ 2090 │2202 │2329 │2449 │3255 │4152 │ ├──────────────────────────────────────────┼────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼───────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤ │3. Consum final intern de energie │ TWh │42,23│38,74│39,78│41,13│ 40,78 │41,71│43,43│44,14│50,99│57,59│ │ electrica │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ ├────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼───────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤ │ ritm anual de creştere │ % │ │-8,3 │ 2,7 │ 3,4 │ -0,8 │ 2,3 │ 4,1 │ 1,6 │ 2,9 │ 2,5 │ │ ├────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼───────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤ │ consum final/loc │kWh/loc │1877 │1725 │1775 │1838 │ 1825 │1869 │1952 │1985 │2277 │2546 │ ├──────────────────────────────────────────┼────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼───────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤ │4.1. Consum net total │ TWh │42,95│40,67│41,25│43,21│ 44,07 │44,72│46,43│47,14│51,0 │57,6 │ │4.2. Consum brut total (inclusiv │ TWh │49,47│47,06│47,84│49,96│ 50,88 │51,65│53,68│54,50│58,9 │66,6 │ │ pierderile în reţele) │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │4.3. Consum intern brut │ TWh │48,75│45,13│46,37│47,88│ 47,59 │48,64│50,68│51,50│58,9 │66,6 │ ├──────────────────────────────────────────┼────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼───────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤ │5. Sold Import - Export │ TWh │0,46 │-0,83│-0,70│-1,31│ -2,85 │-2,70│-3,00│-3,00│ 0,0 │ 0,0 │ ├──────────────────────────────────────────┼────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼───────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤ │6. Producţie neta de energie electrica │ TWh │48,29│45,96│47,07│49,19│ 50,45 │51,33│53,68│54,50│58,9 │66,6 │ ├──────────────────────────────────────────┼────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼───────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤ │7. Consum propriu al centralelor electrice│ TWh │5,21 │4,75 │4,88 │4,67 │ 4,70 │4,76 │5,60 │5,65 │5,94 │6,32 │ ├──────────────────────────────────────────┼────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼───────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤ │8. Producţia bruta de energie electrica │ TWh │53,5 │50,7 │52,0 │53,9 │ 55,2 │56,1 │59,3 │60,1 │64,9 │72,9 │ └──────────────────────────────────────────┴────────┴─────┴─────┴─────┴─────┴───────────┴─────┴─────┴─────┴─────┴─────┘ Notă: După 2005 nu s-a avut în vedere export şi import de energie electrica. *Font 7* Tabelul nr. 3 Indicatori macroeconomici şi energetici ai României pentru perioada 1998 - 2015 Scenariul alternativ ┌──────────────────────────────────────────┬────────┬────┬────┬────┬────┬───────────┬─────┬─────┬─────┬─────┬─────┐ │ │ U.M. │1998│1999│2000│2001│ 2002 │2003 │2004 │2005 │2010 │2015 │

│ │ A────┴────┴────┴────┼───────────┼─────┴─────┴─────┴─────┴─────┤ │ │ │ Realizari │ Realizari │ Estimari │ │ │ │ │preliminare│ │ ├──────────────────────────────────────────┼────────┼────┬────┬────┬────┼───────────┼─────┬─────┬─────┬─────┬─────┤ │1. Populaţie │mil loc │ │ │ │ │ 22,3 │22,3 │22,2 │22,2 │22,4 │22,6 │ │ ├────────┼────┼────┼────┼────┼───────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤ │ ritm anual de creştere │ e/"" │ │ │ │ │ -1,5 │-1,5 │-2,7 │-0,4 │1,40 │ 2,0 │ ├──────────────────────────────────────────┼────────┼────┼────┼────┼────┼───────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤ │2. Produs Intern Brut (PIB) │10E $ 98│ │ │ │ │ 46,7 │48,7 │50,7 │53,0 │69,3 │88,4 │ │ ├────────┼────┼────┼────┼────┼───────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤ │ ritm anual de creştere │ % │ │ │ │ │ 4,7 │ 4,2 │ 4,2 │ 4,6 │ 5,5 │ 5,0 │ │ ├────────┼────┼────┼────┼────┼───────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤ │ PIB/locuitor │$ 98/loc│ │ │ │ │ 2090 │2181 │2279 │2385 │3095 │3909 │ ├──────────────────────────────────────────┼────────┼────┼────┼────┼────┼───────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤ │3. Consum final intern de energie │ TWh │ │ │ │ │ 40,78 │41,91│43,15│44,59│51,35│58,01│ │ electrica │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ ├────────┼────┼────┼────┼────┼───────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤ │ ritm anual de creştere │ % │ │ │ │ │ -0,8 │ 2,8 │ 2,9 │ 3,3 │ 2,9 │ 2,5 │ │ ├────────┼────┼────┼────┼────┼───────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤ │ consum final/loc │kWh/loc │ │ │ │ │ 1825 │1879 │1939 │2005 │2293 │2565 │ ├──────────────────────────────────────────┼────────┼────┼────┼────┼────┼───────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤ │4.1. Consum net total (4.1 = 3 + 5.1) │ TWh │ │ │ │ │ 44,07 │44,93│46,15│47,59│51,4 │58,0 │ │4.2. Consum brut total (inclusiv │ TWh │ │ │ │ │ 50,88 │51,65│53,35│55,02│59,4 │67,1 │ │ pierderile în reţele) │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │4.3. Consum intern brut (4.3 = 4.2 - 5.1) │ TWh │ │ │ │ │ 47,59 │48,64│50,35│52,02│59,4 │67,1 │ ├──────────────────────────────────────────┼────────┼────┼────┼────┼────┼───────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤ │5. Sold Import - Export │ TWh │ │ │ │ │ -2,85 │-2,70│-3,00│-3,00│ 0,0 │ 0,0 │ ├──────────────────────────────────────────┼────────┼────┼────┼────┼────┼───────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤ │6. Producţie neta de energie electrica │ TWh │ │ │ │ │ 50,45 │51,33│53,35│55,02│59,4 │67,1 │ ├──────────────────────────────────────────┼────────┼────┼────┼────┼────┼───────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤ │7. Consum propriu al centralelor electrice│ TWh │ │ │ │ │ 4,70 │4,76 │5,57 │5,71 │5,98 │6,37 │

├──────────────────────────────────────────┼────────┼────┼────┼────┼────┼───────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤ │8. Producţia bruta de energie electrica │ TWh │ │ │ │ │ 55,2 │56,1 │58,9 │60,7 │65,3 │73,4 │ └──────────────────────────────────────────┴────────┴────┴────┴────┴────┴───────────┴─────┴─────┴─────┴─────┴─────┘ Notă: După 2005 nu s-a avut în vedere export şi import de energie electrica.

Tabelul nr. 4 STRUCTURA CONSUMULUI INTERN DE ENERGIE PRIMARA *Font 9* Tabelul nr. 5 NECESARUL DE PUTERE INSTALATA ÎN PERIOADA 2003 - 2015 Scenariul de baza ┌────────────────────────────────────────┬────┬─────┬─────┬─────┬─────┬─────┬─────┬─────┬─────┬─────┐ │ │Unit│2003 │2004 │2005 │2006 │2007 │2008 │2009 │2010 │2015 │ ├───┬────────────────────────────────────┼────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤ │1.1│Producţia neta de energie │TWh │51,33│53,68│54,50│55,35│56,22│57,10│57,99│58,90│66,60│ │ │electrica - total sistem │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │1.2│Factorul de sarcina │ore │6320 │6300 │6300 │6300 │6200 │6100 │6100 │6000 │6000 │ │1.3│Puterea de vârf - total sistem │ MW │8122 │8521 │8651 │8786 │9068 │9360 │9507 │9817 │11100│ ├───┼────────────────────────────────────┼────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤ │2.1│Producţia neta de energie │TWh │48,64│50,68│51,50│55,35│56,22│57,10│57,99│58,90│66,60│ │ │electrica - consum intern │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │2.2│Factorul de sarcina │ore │6393 │6300 │6300 │6300 │6200 │6100 │6100 │6000 │6000 │ │2.3│Puterea de vârf - consum intern │ MW │7608 │8044 │8175 │8786 │9068 │9360 │9507 │9817 │11100│