Surse oficialelegislatie.just.ro · EUR-Lex
Europaius
Română
ČeštinaDeutschFrançaisEspañolPolskiItalianoNederlandsÖsterreichBelgiquePortuguêsSvenskaDanskSuomiSlovenčinaIrelandMagyarEestiLietuviųLatviešuSlovenščinaHrvatskiΚύπροςMaltiΕλληνικάLuxembourgБългарски
Română

STRATEGIA ENERGETICĂ A ROMÂNIEI din 5 septembrie 2007

Pe scurt

Această strategie energetică, valabilă pentru perioada 2007-2020, are ca scop principal asigurarea necesarului de energie al României la un preț scăzut, în condiții de calitate și siguranță, respectând principiile dezvoltării durabile.

Ce reglementează

  • Satisfacerea necesarului de energie pe termen mediu și lung.
  • Creșterea siguranței energetice și reducerea dependenței de importuri.
  • Dezvoltarea durabilă prin eficiență energetică și promovarea surselor regenerabile.
  • Competitivitatea piețelor energetice și liberalizarea tranzitului de energie.

Cine este vizat

  • Sectorul energetic al României.
  • Consumatorii de energie din România.

Puncte cheie

  • Obiectivul general este satisfacerea necesarului de energie la un preț cât mai scăzut, în condiții de calitate și siguranță.
  • Se urmărește limitarea dependenței de resursele energetice de import și diversificarea surselor.
  • Strategia promovează creșterea eficienței energetice și producerea de energie din resurse regenerabile și cogenerare.
  • Vizează dezvoltarea piețelor concurențiale de energie și continuarea restructurării și privatizării în sectoarele energetice.
Textul legii
Textul legii

STRATEGIA ENERGETICĂ A ROMÂNIEI din 5 septembrie 2007 pentru perioada 2007-2020 Publicat în MONITORUL OFICIAL I nr. 781 din 19 noiembrie 2007 Capitolul 1 Obiective strategice 1.

  1. Obiectivul general al strategiei Obiectivul general al strategiei sectorului energetic îl constituie satisfacerea necesarului de energie atât în prezent, cât şi pe termen mediu şi lung, la un preţ cât mai scăzut, adecvat unei economii moderne de piaţă şi unui standard de viaţă civilizat, în condiţii de calitate, siguranţă în alimentare, cu respectarea principiilor dezvoltării durabile. 1.
  2. Obiective strategice Siguranţă energetică * Creşterea siguranţei energetice prin asigurarea necesarului de resurse energetice şi limitarea dependenţei de resursele energetice de import * Diversificarea surselor de import, a resurselor energetice şi a rutelor de transport al acestora * Creşterea nivelului de adecvanţă a reţelelor naţionale de transport al energiei electrice, gazelor naturale şi petrolului * Protecţia infrastructurii critice Dezvoltare durabilă * Creşterea eficienţei energetice * Promovarea producerii energiei pe bază de resurse regenerabile * Promovarea producerii de energie electrică şi termică în centrale cu cogenerare, în special în instalaţii de cogenerare de înaltă eficienţă * Susţinerea activităţilor de cercetare-dezvoltare şi diseminare a rezultatelor cercetărilor aplicabile * Reducerea impactului negativ al sectorului energetic asupra mediului înconjurător * Utilizarea raţională şi eficientă a resurselor energetice primare Competitivitate * Dezvoltarea pieţelor concurenţiale de energie electrică, gaze naturale, petrol, uraniu, certificate verzi, certificate de emisii ale gazelor cu efect de seră şi servicii energetice * Liberalizarea tranzitului de energie şi asigurarea accesului permanent şi nediscriminatoriu al participanţilor la piaţă la reţelele de transport, distribuţie şi interconexiunile internaţionale * Continuarea procesului de restructurare şi privatizare în sectoarele energiei electrice, termice şi al gazelor naturale * Continuarea procesului de restructurare pentru sectorul de lignit, în vederea creşterii profitabilităţii şi accesului pe piaţa de capital Capitolul 2 Context internaţional 2.
  3. Evoluţii şi provocări globale în sectorul energetic Într-o economie din ce în ce mai globalizată, strategia energetică a unei ţări se realizează în contextul evoluţiilor şi schimbărilor care au loc pe plan mondial. Cererea totală de energie în 2030 va fi cu circa 50% mai mare decât în 2003, iar pentru petrol va fi cu circa 46% mai mare. Rezervele certe cunoscute de petrol pot susţine un nivel actual de consum doar până în anul 2040, iar cele de gaze naturale până în anul 2070, în timp ce rezervele mondiale de huilă asigură o perioadă de peste 200 de ani, chiar la o creştere a nivelului de exploatare. Previziunile indică o creştere economică, ceea ce va implica un consum sporit de resurse energetice. Din punctul de vedere al structurii consumului de energie primară la nivel mondial, evoluţia şi prognoza de referinţă realizată de Agenţia Internaţională pentru Energie (IEA) evidenţiază pentru următoarea decadă o creştere mai rapidă a ponderii surselor regenerabile, dar şi a gazelor naturale. Se estimează că aproximativ un sfert din nevoile de resurse energetice primare, la nivel global, vor fi acoperite în continuare de cărbune. Concomitent cu creşterea consumului de energie va creşte şi consumul de cărbune. Datele centralizate de Consiliul Mondial al Energiei (CME) arată o creştere cu aproape 50% a extracţiei de cărbune la nivel mondial în anul 2005 faţă de anul
  4. În figura 2.1 este evidenţiată evoluţia cererii de energie, la nivel mondial. Sursa: WEO 2006, OECD/IEA 2006 Figura 2.
  5. Evoluţia cererii mondiale de energie Creşterea cererii de energie, combinată cu factori geopolitici, în special situaţia din Orientul Mijlociu, au determinat în prima decadă a secolului XXI creşterea preţului ţiţeiului, care a indus şi creşteri ale preţurilor gazelor naturale. Un alt factor care a determinat creşterea preţului la produse petroliere pe plan mondial a fost lipsa capacităţilor de rafinare, problemă care necesită identificarea unor soluţii pe termen mediu şi lung. La toate acestea s-a adăugat şi tendinţa manifestată de unele state de suplimentare a stocurilor pentru a face faţă situaţiilor de criză. Elementele de mai sus stau la baza reorientării politicilor energetice ale ţărilor care sunt net importatoare de energie, în sensul creşterii atenţiei acordate resurselor regenerabile de energie şi îmbunătăţirii eficienţei energetice. Totodată, se reevaluează oportunitatea închiderii unor centrale nucleare într-o serie de ţări care şi-au propus încetarea producerii de energie electrică în astfel de centrale. 2.
  6. Politica energetică a Uniunii Europene În conformitate cu Noua Politică Energetică a Uniunii Europene (UE) [1] elaborată în anul 2007, energia este un element esenţial al dezvoltării la nivelul Uniunii. Dar, în aceeaşi măsură, este o provocare în ceea ce priveşte impactul sectorului energetic asupra schimbărilor climatice, a creşterii dependenţei de importul de resurse energetice, precum şi a creşterii preţului energiei. Pentru depăşirea acestor provocări, Comisia Europeană (CE) consideră absolut necesar ca UE să promoveze o politică energetică comună, bazată pe securitate energetică, dezvoltare durabilă şi competitivitate. În ceea ce priveşte securitatea alimentării cu resurse energetice, UE se aşteaptă ca dependenţa de importul de gaze naturale să crească de la 57% la ora actuală la 84% în anul 2030, iar pentru petrol, de la 82% la 93%, pentru aceeaşi perioadă. În ceea ce priveşte dezvoltarea durabilă, trebuie remarcat faptul că în anul 2007 sectorul energetic este, la nivelul UE, unul din principalii producători de gaze cu efect de seră. În cazul neluării unor măsuri drastice la nivelul UE, în ritmul actual de evoluţie a consumului de energie şi la tehnologiile existente în anul 2007, emisiile de gaze cu efect de seră vor creşte la nivelul UE cu circa 5% şi la nivel global cu circa 55% până în anul
  7. Energia nucleară reprezintă în acest moment în Europa una dintre cele mai mari surse de energie fără emisii de CO

(2). Centralele nucleare asigură în anul 2007 o treime din producţia de electricitate din Uniunea Europeană, având astfel o contribuţie reală la dezvoltarea durabilă. În ceea ce priveşte competitivitatea, piaţa internă de energie a UE asigură stabilirea unor preţuri corecte şi competitive la energie, stimulează economisirea de energie şi atrage investiţii în sector. UE este tot mai expusă la instabilitatea şi creşterea preţurilor de pe pieţele internaţionale de energie, precum şi la consecinţele faptului că rezervele de hidrocarburi ajung treptat să fie monopolizate de un număr restrâns de deţinători. Efectele posibile sunt semnificative: de exemplu, în cazul în care preţul petrolului ar creşte până la 100 USD/baril în anul 2030, importul de energie în UE-27 ar costa circa 170 de miliarde EUR, ceea ce înseamnă o valoare de 350 EUR/an pentru fiecare cetăţean al UE. Comisia Europeană propune în setul de documente care reprezintă Noua Politică Energetică a UE următoarele obiective: * reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră cu 20% până în anul 2020, în comparaţie cu cele din anul 1990; * creşterea ponderii surselor regenerabile de energie în totalul mixului energetic, de la mai puţin de 7% în anul 2006 la 20% din totalul consumului de energie al UE până în 2020; * creşterea ponderii biocarburanţilor la cel puţin 10% din totalul conţinutului energetic al carburanţilor utilizaţi în transport în anul 2020; * reducerea consumului global de energie primară cu 20% până în anul 2020. La 19 octombrie 2006, CE a adoptat Planul de acţiune privind eficienţa energetică, aferent Directivei 2006/32/CE privind eficienţa energetică la utilizatorii finali şi serviciile energetice, care cuprinde măsuri datorită cărora UE ar putea face progrese vizibile în direcţia îndeplinirii principalului său obiectiv, şi anume reducerea consumului său global de energie primară cu 20% până în 2020 [3]. Implementarea cu succes a acestui plan s-ar materializa la nivelul UE într-o reducere a consumului energetic în anul 2020 cu circa 13% faţă de prezent
(2007). Pentru aceasta sunt necesare eforturi deosebite în schimbări de mentalităţi şi comportament şi mai ales investiţii suplimentare. În anexa nr. 1 sunt prezentate datele referitoare la producţia de energie electrică pentru perioada 2005-2030 utilizate în analiza efectuată de către CE pentru documentul de politică energetică. Promovarea surselor energetice regenerabile Evaluarea CE realizată în 2007 privind progresele făcute în dezvoltarea surselor regenerabile de energie, denumite în continuare SRE, a ajuns la următoarele concluzii: * La nivel comunitar, s-a stabilit ca până în 2010 un procent de 21% energie electrică produsă în statele membre UE să provină din surse regenerabile de energie. Acest obiectiv a fost prevăzut de Directiva 2001/77/CE privind promovarea energiei electrice produse din surse regenerabile de energie, care stabileşte obiective naţionale diferenţiate. Având în vedere politicile actuale şi eforturile realizate, se aşteaptă atingerea unei ponderi de 19% până în anul
  1. În acest context, UE, după toate probabilităţile, îşi va atinge obiectivele privind energia regenerabilă stabilite pentru anul
  2. * Hidrocentralele de mică şi mare capacitate reprezintă încă cea mai importantă sursă de producere de energie electrică din surse regenerabile, contribuind cu 10% la consumul total de energie electrică în anul
  3. * UE rămâne liderul mondial în ceea ce priveşte energia eoliană, deţinând 60% din producţia mondială de energie electrică din această sursă. Din anul 2000 până în anul 2007, capacitatea de producere a energiei electrice din sursă eoliană a crescut cu mai mult de 150% în UE. * Energia din biomasă constituie 2% din consumul total de energie electrică al UE. Producţia totală de biomasă a crescut cu 18% în 2002, 13% în 2003, 19% în 2004 şi 23% în
  4. * Puterea fotovoltaică totală instalată în UE a înregistrat o continuă creştere în ultimii 5 ani, cu o rată de creştere anuală medie de 70%. * În privinţa progreselor înregistrate de statele membre (UE 25) în utilizarea surselor regenerabile de energie, 9 state membre au înregistrat progrese semnificative în domeniu, iar 11 state membre nu au realizat ţintele propuse. * Raportul cuprinde de asemenea un număr de 8 acţiuni recomandate de Comisie, printre care implementarea Directivei privind energia electrică produsă din surse regenerabile de energie, înlăturarea barierelor administrative, îmbunătăţirea schemelor-suport, implementarea Planului de acţiune privind biomasa, elaborarea unui nou cadru legislativ pentru promovarea surselor regenerabile de energie. În privinţa evoluţiei SRE pentru producerea căldurii: - aplicaţiile solar-termice progresează. Noile reglementări pentru clădiri au adus un plus de interes în privinţa utilizării acestor surse; - ţinta pentru biomasa solidă nu este sigur că va fi îndeplinită. Creşterea substanţială ce s-a observat după anul 2004, prin apariţia Planului de acţiuni pentru biomasă din decembrie 2005 [2], arată că, în ciuda unor întârzieri, este încă posibil de îndeplinit ţinta propusă. Plantaţiile de culturi energetice nu s-au dezvoltat conform aşteptărilor. În schimb se dezvoltă o piaţă de transfer a biomasei din Europa centrală şi de est către ţările din vestul Europei. Pentru noile ţări admise în UE se observă o creştere importantă în valorificarea biomasei, sprijinită într-o anumită măsură de fondurile structurale. În multe situaţii este vorba de înlocuirea gazului natural pentru încălzire cu biomasă; - utilizarea energiei geotermale şi a celei bazate pe biogaz se dezvoltă lent. Capitolul 3 Situaţia actuală a sectorului energetic 3.
  5. Potenţialul naţional de resurse energetice România dispune de o gamă diversificată, dar redusă cantitativ de resurse de energie primară: ţiţei, gaze naturale, cărbune, minereu de uraniu, precum şi de un potenţial valorificabil de resurse regenerabile important. Resurse energetice epuizabile Zăcămintele de hidrocarburi sunt limitate, pe fondul unui declin al producţiei interne şi în condiţiile în care nu au mai fost identificate noi zăcăminte cu potenţial important. Rezervele actuale de ţiţei sunt estimate la 73,7 milioane tone. Producţia anuală de ţiţei a scăzut de la 14,7 milioane tone în 1976 (anul cu producţia de vârf) la 5 milioane tone în
  6. Zăcămintele de gaze naturale sunt de asemenea limitate, iar după 1990 producţia internă este în declin. Rezervele actuale de gaze naturale sunt estimate la 184,9 miliarde mc. Producţia anuală de gaze naturale a fost de 12,3 miliarde mc în anul 2006, ceea ce a reprezentat 69% din consumul naţional anual total de gaze naturale. Resursele de huilă din România cunoscute sunt de 755 milioane tone, din care exploatabile în perimetre concesionate, 105 milioane tone. Resursele de lignit din România sunt estimate la 1.490 milioane tone, din care exploatabile în perimetre concesionate, 445 milioane tone. Resursele amplasate în perimetre noi, neconcesionate, sunt de 1.045 milioane tone. Din rezervele de 1.045 milioane tone lignit din bazinul minier al Olteniei, 820 milioane tone aferente perimetrelor noi sunt amplasate în continuitatea perimetrelor concesionate, prezentând cele mai favorabile condiţii de valorificare, prin extinderea concesiunilor. Deoarece zăcământul de lignit din Oltenia este format din 1-8 straturi de cărbune exploatabile, valorificarea superioară a acestora impune adoptarea urgentă a unor reglementări care să garanteze exploatarea raţională în condiţii de siguranţă totală (pierderi minime) şi în condiţii de eficientă. Rezervele de minereu existente şi exploatabile asigură cererea de uraniu natural până la nivelul anului 2017 pentru funcţionarea a două unităţi nuclearoelectrice pe amplasamentul Cernavodă. Potenţialele noi perimetre de zăcăminte de minereu de uraniu nu pot modifica semnificativ acesta situaţie, ceea ce impune adoptarea unor măsuri specifice pentru asigurarea resurselor de uraniu natural conform necesarului rezultat din programul de dezvoltare a energeticii nucleare. În tabelul 3.1 este prezentată situaţia resurselor naţionale de energie primară. Tabelul 3.
  7. Situaţia resurselor naţionale de energie primară În tabelul 3.2 este prezentată estimarea evoluţiei rezervelor naţionale de ţiţei şi gaze naturale în perioada 2006-
  8. Sunt luate în considerare exclusiv rezervele cunoscute şi economic a fi valorificate utilizând tehnologiile actuale. Este de aşteptat ca identificarea de noi zăcăminte şi dezvoltarea tehnologică să se manifeste în timp în sensul creşterii valorilor din tabel. Tabelul 3.
  9. Evoluţia rezervelor naţionale de ţiţei şi gaze naturale - estimare ANRM Resurse energetice regenerabile Potenţialul teoretic al SRE din România este prezentat în tabelul 3.
  10. Potenţialul utilizabil al acestor surse este mult mai mic, datorită limitărilor tehnologice, eficienţei economice şi restricţiilor de mediu. Un nou studiu pentru evaluarea potenţialului real va fi realizat în anul
  11. Tabelul 3.
  12. Potenţialul naţional al surselor regenerabile (Evaluare ICEMENERG) Potrivit ultimelor evaluări
(2007), potenţialul hidroenergetic tehnic amenajabil al României este de 36.000 GWh/an, din care, raportat la situaţia actuală a preţurilor din piaţa de energie, se pot valorifica, în condiţii de eficienţă economică, circa 30.000 GWh/an (potenţial economic amenajabil). La finele anului 2006, puterea instalată în centrale hidraulice era de 6.346 MW, energia de proiect pentru anul hidrologic mediu fiind evaluată la 17.340 GWh/an. Astfel, gradul de valorificare a potenţialului tehnic amenajabil este în prezent de 48%, iar al potenţialului economic amenajabil este de 57,8%. Harta repartizării potenţialului de resurse regenerabile pe teritoriul României este prezentată în figura 3.
  1. Figura 3.
  2. Harta resurselor regenerabile disponibile, pe regiuni Sursa: MEF Legenda: I. Delta Dunării (energie solară); II. Dobrogea (energie solară şi eoliană); III. Moldova (câmpie şi podiş - microhidro, energie eoliană şi biomasă); IV. Munţii Carpaţi (IV1 - Carpaţii de Est; IV2 - Carpaţii de Sud; IV3 - Carpaţii de Vest (biomasă, microhidro); V. Podişul Transilvaniei (microhidro); VI. Câmpia de Vest (energie geotermală); VII. Subcarpaţii (VII1 - Subcarpaţii getici; VII2 - Subcarpaţii de curbură; VII3 - Subcarpaţii Moldovei: biomasă, microhidro); VIII. Câmpia de Sud (biomasă, energie geotermală şi solară). Costuri şi beneficii Cu excepţia centralelor hidroelectrice mari, costurile de producere a energiei electrice în unităţi ce utilizează surse regenerabile sunt în prezent superioare celor aferente utilizării combustibililor fosili (tabelul 3.4), conform Comunicării Comisiei Europene privind promovarea surselor regenerabile de energie, publicată în decembrie 2005 [5]. Stimularea utilizării acestor surse şi atragerea investiţiilor în unităţi energetice ce utilizează surse regenerabile se realizează prin mecanisme de susţinere, în conformitate cu practica europeană. Tabelul 3.
  3. Competitivitatea surselor regenerabile Plajele de variaţie a costurilor de producţie a energiei electrice din SRE Premise: 6,5% rata dobânzii, 15 ani perioada de recuperare. Sursa: Comisia Europeană - DGTREN [5] Impact asupra mediului Potenţialul efectiv amenajabil al energiei eoliene şi energiei hidroelectrice este substanţial inferior celui tehnic amenajabil, datorită restricţiilor de mediu (amplasamente cu interdicţie de utilizare). Este necesară elaborarea de studii privind impactul turbinelor eoliene asupra migraţiei păsărilor în Dobrogea şi definirea unei hărţi clare şi unice privind zonele unde nu se pretează construcţia de unităţi eoliene şi hidroenergetice din considerente de mediu. Impact asupra sistemului electroenergetic naţional Utilizarea surselor regenerabile de energie are un impact semnificativ asupra sistemului electroenergetic naţional, fiind necesare: - studii privind impactul preluării energiei electrice realizate cu turbine eoliene, microhidro şi prin cogenerare utilizând biomasă, în reţeaua electrică de transport şi distribuţie (tensiuni mai mari sau egale cu 110 kV), în diferite scenarii, în zone cu potenţial ridicat; - dezvoltarea reţelelor de transport şi distribuţie în concept de smart grid; - construcţia de noi capacităţi de producere a energiei electrice cu flexibilitate ridicată în funcţionare şi dezvoltarea pieţei de capacităţi, pentru contracararea şi/sau limitarea efectelor negative ale variabilităţii necontrolabile a energiei eoliene şi microhidro. Utilizarea eficientă a energiei Unul dintre elementele prioritare ale strategiei energetice îl constituie îmbunătăţirea eficienţei energetice. Creşterea eficienţei energetice are o contribuţie majoră la realizarea siguranţei alimentării, dezvoltării durabile şi competitivităţii, la economisirea resurselor energetice primare şi la reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră. Indicatorul sintetic reprezentativ privind eficienţa de utilizare a energiei la nivel naţional este intensitatea energetică, respectiv consumul de energie pentru a produce o unitate de produs intern brut. Ajustarea structurală a economiei, dar şi creşterea eficienţei de utilizare a resurselor au determinat o reducere a intensităţii energiei primare de la 0,605 tep/1000Euro2005 în anul 2000 la 0,492 tep/1000Euro2005 în anul 2005, calculul fiind făcut la cursul de schimb. Valoarea acestui indicator rămâne totuşi de peste două ori mai mare decât media UE (figura 3.2). Figura 3.
  4. Intensitatea energiei primare Legendă: CS - curs de schimb PPC - paritatea puterii de cumpărare Intensitatea energiei electrice a avut de asemenea o evoluţie favorabilă, scăzând cu 10% în perioada 2000-
  5. Valoarea înregistrata în 2005 (0,491 kWh/Euro2005) este de aproape două ori mai mare decât media UE (figura 3.3). Figura 3.
  6. Intensitatea energiei electrice În acelaşi timp, o comparaţie cu ţările dezvoltate (în principal cu ţările UE) este mai favorabilă dacă se calculează intensitatea energiei utilizând paritatea puterii de cumpărare - PPC. Tabelul 3.
  7. Intensitatea energetică primară şi finală în România şi alte state membre UE în 2005 Sursa: Naţional Energy Data Services În 2003 a fost elaborată Strategia naţională în domeniul eficienţei energetice, care a pus în evidenţă, printre altele, potenţialul economic de creştere a eficienţei energetice în diferite sectoare (tabelul 3.6). Tabelul 3.
  8. Potenţialul economic (eficient din punct de vedere al costurilor) de economisire a energiei Ca urmare a acestei strategii, s-a stabilit ca obiectiv strategic îmbunătăţirea eficienţei energetice în România pe întregul lanţ resurse naturale, producţie, transport, distribuţie şi utilizare finală, prin folosirea optimă a mecanismelor specifice economiei de piaţă, estimându-se o reducere cu circa 3% pe an a intensităţii energetice pe ansamblul economiei naţionale, până în anul
  9. În anul 2007 s-a elaborat Planul naţional de acţiune în domeniul eficienţei energetice (2007-2010), ce cuprinde măsuri concrete în vederea atingerii ţintelor propuse privind îmbunătăţirea eficienţei energetice. Îmbunătăţirea eficienţei energetice reprezintă unul dintre cele mai importante obiective strategice pentru România, în condiţiile în care în structura economiei naţionale şi îndeosebi a industriei există încă activităţi care folosesc resursele energetice ca materii prime, în principal petrochimia şi industria îngrăşămintelor chimice. La nivelul anului 2005, 94% din cantitatea de ţiţei produsă sau importată a fost utilizată în petrochimie. În condiţiile în care importul de ţiţei este de aproape 2 ori peste nivelul producţiei, iar ponderea sa în importul produselor minerale este de circa 57%, rezultă că reducerea consumurilor specifice din această ramură va avea impact pozitiv semnificativ şi asupra facturii energetice a României. În cazul gazelor naturale, consumul ca materie primă în industria chimică reprezintă aproximativ 35% din import. Dacă se adaugă şi consumul direct din metalurgie (ca resursă energetică), se poate aprecia că aproape 50% din importul de gaze naturale este condiţionat de activitatea din aceste două ramuri. Valoarea importului de ţiţei şi gaze naturale echivalentă consumului acestor resurse în cele 3 ramuri (prelucrarea ţiţeiului, substanţe şi produse chimice şi metalurgie), respectiv 3,8 miliarde euro, a reprezentat în anul 2006 63,0% din importul de resurse minerale şi 25,5% din deficitul comercial total, respectiv 3.794 milioane euro. Pe ansamblu, dezvoltarea economică, axată tot mai mult pe industria construcţiilor de maşini şi pe servicii, va conduce în timp la reducerea ponderii activităţilor energointensive. 3.
  10. Producţia şi consumul de energie Energie primară În anul 2006, produsul intern brut (PIB) a fost cu 42,2% mai mare decât cel din anul 2000, reprezentând 3.973 euro 2005/loc., fiind de circa 6,3 ori mai mic decât valoarea medie din ţările Uniunii Europene şi de 1,9 ori mai mic decât valoarea medie a celor 10 ţări intrate în Uniunea Europeană în anul 2004 (NM 10). Această dezvoltare economică a determinat o creştere cu numai 4,3% a consumului intern brut de energie în anul 2005 faţă de anul 2000, valoarea realizată în 2005 fiind de circa 37,9 milioane tep. Din cauza nivelului de dezvoltare economică mai redus, consumul brut de energie pe locuitor (1,8 tep/loc.) din România este de circa două ori mai mic decât cel din ţările Uniunii Europene - UE 25 (figura 3.4). Figura 3.
  11. Consumul brut de energie primară pe locuitor Pe de altă parte, este de remarcat decuplarea creşterii PIB de creşterea consumului brut de energie, datorată atât restructurării economice, cât şi îmbunătăţirii modului de utilizare a energiei. Analizând structura consumului de energie primară, se constată o distribuţie echilibrată între gaze naturale (36,4%), ţiţei şi produse petroliere (24,2%), precum şi cărbune şi cocs (23,0%) - prezentată în figura 3.
  12. Figura 3.
  13. Structura consumului brut de energie primară în anul 2005 (TOTAL: 37.9 milioane tep) Producţia internă de energie primară s-a menţinut constantă (circa 28 milioane tep), creşterea producţiei de cărbune compensând scăderea producţiei de ţiţei şi gaze naturale. Pe fondul creşterii consumului de energie primară, dependenţa de importuri a crescut de la 27,1% în anul 2000 la circa 36% în anul
  14. Energie electrică La sfârşitul anului 2005, puterea disponibilă în sistemul electroenergetic a fost de 14.714 MW (figura 3.6). În anul 2006, producţia brută de energie electrică a fost de 62,21 TWh faţă de 51,9 TWh, în anul
  15. Structura producţiei de energie electrică în anul 2005 este prezentată în figura 3.
  16. Figura 3.6 Figura 3.7 În anul 2006 numărul consumatorilor de energie electrică a fost de circa 8.600.000, din care circa 8.040.000 consumatori casnici. Energie termică Alimentarea cu energie termică în sisteme centralizate de distribuţie se realizează prin centrale termice (CT) şi centrale electrice de termoficare (CET), care furnizează energie termică pentru un oraş, o zonă a oraşului sau un cartier. În ultimii ani, consumul total de căldură a scăzut lent, în principal din cauza diminuării consumului industrial, în anul 2006 totalul consumului însumând 9 milioane tep, din care consumul asigurat prin sisteme centralizate de distribuţie reprezintă 2,6 milioane tep, respectiv circa 30%. Sistemele centralizate urbane de alimentare cu energie termică şi cogenerarea reprezintă în România subsectorul energetic cel mai deficitar, datorită uzurii fizice şi morale a instalaţiilor şi echipamentelor, pierderilor energetice totale mari între sursă şi clădiri (de 35-77%), resurselor financiare insuficiente pentru exploatare, întreţinere, reabilitare şi modernizare şi, nu în ultimul rând, datorită problemelor sociale complexe legate de suportabilitatea facturilor energetice. În ceea ce priveşte fondul locativ urban alimentat cu căldură, acesta este reprezentat de 83.800 blocuri de locuinţe, cu circa 3 milioane de apartamente şi 7 milioane de locatari, mulţi cu venituri modeste. Pierderile energetice mari de 40-50% reclamă reabilitarea termică de urgenţă a acestor clădiri. Procentual, numărul locuinţelor racordate la sisteme centralizate de încălzire urbană reprezintă 57,9% din totalul locuinţelor din mediul urban şi 30,7% din totalul locuinţelor. Potrivit estimărilor Institutului Naţional de Statistică (INS), circa 45% din populaţia României (10,13 milioane locuitori) trăiesc în zonele rurale şi au ca ocupaţie de bază agricultura sau alte activităţi rurale. Deşi 98% din gospodării beneficiază de electricitate, numai 7% din acestea (0,27 din 3,81 milioane) sunt conectate la reţelele de distribuţie a gazelor naturale. Principalul combustibil pentru încălzire şi pregătirea hranei este biomasa (lemne, deşeuri lemnoase sau din agricultură), iar 98% din gospodării folosesc sobele pentru încălzire. Numai 2% dintre gospodării sunt dotate cu sisteme de încălzire centralizată. Chiar şi acestea din urmă folosesc la gătit, în mare măsură, sobele cu combustibilul solid (biomasă). Gaze naturale În anul 2006 consumul total de gaze naturale a fost de 17.264 milioane mc, din care 2.657 milioane mc au reprezentat consumul casnic (15,8%). Pentru consumul curent s-au alocat din producţia internă 12.073 milioane mc, iar importul pentru consum a fost de 5.190 milioane mc (valorile cuprind şi cantităţile extrase din înmagazinare). În luna martie 2007 numărul total de consumatori de gaze naturale a fost de 2.589.308, din care 2.462.566 consumatori casnici. Evoluţia producţiei naţionale de gaze naturale, a consumului naţional şi a importului sunt prezentate în figura 3.
  17. Figura 3.
  18. Evoluţia consumului, producţiei interne şi a importului de gaze naturale Ţiţei Producţia de ţiţei a României s-a diminuat constant, conducând la creşterea importurilor. Evoluţia producţiei naţionale de ţiţei este prezentată în figura 3.
  19. Figura 3.
  20. Evoluţia producţiei interne de ţiţei Cărbune În anul 2006 producţia de cărbune a României a fost de 35,1 milioane tone, din care 32,5 milioane tone lignit şi 2,6 milioane tone huilă. Această producţie a fost utilizată în proporţie de 99% pentru producerea de energie electrică şi termică, huila contribuind cu 7,2% din totalul producţiei de energie electrică, iar lignitul cu 32,2%, aceste ponderi fiind mai mari decât în anul
  21. Evoluţia producţiei naţionale de cărbune este prezentată în figura 3.
  22. Figura 3.
  23. Evoluţia producţiei naţionale de cărbune Minereu de uraniu Producţia de minereu de uraniu s-a diminuat constant în ultimul deceniu, datorită închiderii de capacităţi de producţie pe considerentul nerentabilităţii economice sau al epuizării rezervelor geologice. Această producţie a fost procesată şi rafinată până la produsul intermediar octoxid de uraniu. În figura 3.9 este prezentată evoluţia producţiei de minereu de uraniu în perioada 1997-
  24. Figura 3.
  25. Evoluţia producţiei de minereu de uraniu (tone) 3.
  26. Starea tehnică a instalaţiilor în anul 2007 Circa 80% din grupurile termoenergetice din România au fost instalate în perioada 1970-1980, în prezent depăşindu-şi practic durata de viaţă normată. Majoritatea capacităţilor termoenergetice nu sunt echipate cu instalaţii performante pentru reducerea poluării, drept urmare emisiile de NO(x) şi SO
(2)se situează peste valorile maxime acceptate în UE. În ultimii 10 ani au fost modernizate/retehnologizate unele centralele termoelectrice reprezentând aproximativ 10% din puterea instalată. În ceea ce priveşte grupurile hidroenergetice, 37% din totalul acestora au durata de funcţionare normată depăşită. În perioada 2000-2005 au fost reabilitate, prin retehnologizare şi modernizare, capacităţi de producţie a căror putere însumată este de 900 MW. Sporul de putere obţinut prin modernizarea acestor capacităţi este de 101,4 MW. Pentru perioada 2006-2020 programul de reabilitare a grupurilor hidroenergetice vizează retehnologizarea şi modernizarea unor capacităţi de producţie a căror putere instalată însumează 2.328 MW. Ca urmare a modernizărilor se va obţine un spor de putere de 69 MW şi o creştere a energiei produse într-un an hidrologic mediu de 416 GWh/an. Energia totală care poate fi produsă suplimentar de grupurile ce se vor retehnologiza în perioada 2006-2020 este estimată la 5.500 GWh. Unitatea 1 de la CNE Cernavodă (707 MW) este în funcţiune din 1996 şi a realizat în ultimii ani un factor de utilizare mediu a puterii de aproape 90%, livrând anual circa 9-10% din producţia de energie electrică a României. Durata de viaţă proiectată a Unităţii 1 Cernavodă este de 30 ani. Au fost implementate programe corespunzătoare de management al deşeurilor radioactive şi al combustibilului nuclear ars, precum şi de prelungire a duratei de viaţă proiectate. În semestrul al II-lea al anului 2007, Unitatea nr. 2 Cernavodă începe exploatarea comercială, asigurând astfel dublarea producţiei naţionale de energie electrică de provenienţă nucleară. Reţelele electrice de distribuţie (RED) sunt caracterizate printr-un grad avansat de uzură fizică (circa 65%) a liniilor electrice de joasă, medie şi înaltă tensiune (110 kV), a staţiilor de transformare şi a posturilor de transformare. La aceasta se adaugă uzura morală, 30% din instalaţii fiind echipate cu aparataj produs în anii '
  1. În perioada analizată, consumul propriu tehnologic în reţelele de distribuţie (inclusiv pierderile comerciale) a avut o uşoară scădere, atingând în anul 2004 valoarea medie anuală de 12,6%, comparativ cu media ţărilor din UE de 7,3%. Investiţiile efectuate până în prezent în reţeaua electrică de transport (RET) au permis realizarea într-o primă etapă a unei noi şi moderne infrastructuri de conducere prin dispecer şi a infrastructurii necesare funcţionării pieţelor de electricitate (reţea naţională de fibră optică, noul sistem EMS-SCADA, sistemul de măsurare a cantităţilor de energie electrică tranzacţionate angro, platforme IT de tranzacţionare şi decontare). Este în curs de desfăşurare programul de modernizare a întregii reţele la nivelul celor mai înalte standarde europene cu lucrări de modernizare şi retehnologizare a staţiilor electrice cele mai importante din RET, precum şi de dezvoltare a capacităţii pe linii de interconexiune. Progresul tehnic realizat a permis aderarea în anul 2003 la Uniunea pentru Coordonarea Transportatorilor de Energie Electrică (UCTE) şi conectarea sincronă în 2004 a Sistemului Energetic Naţional (SEN) la sistemul UCTE, asigurând atât creşterea siguranţei în funcţionare a SEN, cât şi noi oportunităţi de comerţ transfrontalier cu energie electrică şi de integrare a României în piaţa regională de energie. Sistemele centralizate de încălzire urbană se confruntă cu o uzură fizică şi morală accentuată a instalaţiilor şi echipamentelor, resurse financiare insuficiente pentru întreţinere, reabilitare şi modernizare, pierderi mari în transport şi distribuţie şi, nu în ultimul rând, cu o izolare termică necorespunzătoare a fondului locativ existent. Aceşti factori au condus la costuri mari de producţie şi distribuţie a energiei termice, scăderea calităţii serviciilor şi creşterea valorii facturii energetice pentru populaţie. Eficienţa acestor instalaţii a fost afectată şi de gradul mare de deconectare a consumatorilor în unele localităţi, astfel încât consumatorii rămaşi au fost puşi în situaţia de a plăti suplimentar pentru funcţionarea instalaţiilor într-un regim neeconomic, la sarcini reduse faţă de cele de proiect. Circa 69% din lungimea totală a Sistemului Naţional de Transport al Gazelor Naturale are durata normată de funcţionare depăşită. Din totalul staţiilor de reglare şi măsurare, aproximativ 27% sunt în funcţiune de peste 25 ani. Reţelele de distribuţie a gazelor naturale sunt caracterizate prin gradul ridicat de uzură a conductelor şi branşamentelor, circa 40% având durata normată de viaţă depăşită. Capacitatea de înmagazinare subterană a gazelor naturale a cunoscut o dezvoltare permanentă. Faţă de anul 2000, când s-au înmagazinat 1.340 milioane mc, în anul 2006, în cele 8 depozite existente, a fost înmagazinată cantitatea de 3.775 milioane mc (din care volum util 2.988 milioane mc şi 787 milioane m3 stoc inactiv - perna de gaze). Sistemul Naţional de Transport al Ţiţeiului prin Conducte are o capacitate de transport de circa 24 milioane tone/an. În anul 2005, capacitatea de transport a fost folosită în proporţie de 54%. Începând cu 1996, sistemul a intrat într-un amplu program de reabilitare şi modernizare. În general, echipamentele din sectorul carbonifer sunt uzate moral şi nu mai sunt produse pe plan mondial. Menţinerea acestora în funcţiune necesită importante lucrări de reabilitare pentru înlocuirea componentelor uzate fizic şi de modernizare a componentelor uzate moral, în vederea creşterii performanţelor. Cea mai mare parte a echipamentelor din sectorul extractiv de huilă sunt fabricate după licenţe din anii 1980, sunt uzate fizic, neperformante şi supuse riscului crescut privind producerea accidentelor miniere, ca urmare a insuficienţei mijloacelor de monitorizare, informatizare şi control al spaţiului exploatat. În vederea modernizării şi reabilitării echipamentelor s-au efectuat sau sunt în curs investiţii pentru reabilitarea liniilor tehnologice (excavatoare, benzi, maşini de haldat) din carierele de lignit, achiziţionarea de complexe mecanizate (susţineri, combine şi transportoare) pentru minele de huilă, echipamente auxiliare, precum şi achiziţionarea de echipamente pentru monitorizare/control necesare proceselor de producţie. Instalaţiile, echipamentele şi utilajele din activitatea de extracţie a uraniului sunt în mare parte uzate fizic şi moral şi în special neperformante. Din aceste considerente s-a început înlocuirea lor cu echipamente noi, performante, acolo unde au fost identificate soluţii tehnologice. Noile exploatări vor fi dotate cu echipamente şi tehnologii având la bază soluţii moderne, eficiente economic. În cazul activităţii de preparare a minereurilor şi de rafinare a concentratelor tehnice, utilajele, echipamentele şi instalaţiile trebuie înlocuite, fiind uzate atât fizic, cât şi moral, în special pe linia tehnologică de preparare, care este principală consumatoare de energie şi reactivi. În plus, tehnologia existentă bazată pe atac alcalin are un randament scăzut de recuperare a uraniului la prelucrarea minereurilor. 3.
  2. Cadrul legislativ şi instituţional Cadrul legislativ aferent sectorului energetic a fost îmbunătăţit în conformitate cu legislaţia comunitară în domeniu, din perspectiva aderării României la UE, dar şi a trecerii ţării noastre la o economie de piaţă funcţională. Sunt în vigoare legi ale energiei electrice, gazelor naturale, minelor, petrolului, activităţilor nucleare, serviciilor publice de gospodărire comunală şi utilizării eficiente a energiei, armonizate cu legislaţia UE. Pe plan instituţional au fost înfiinţate autorităţi de reglementare în domeniul energiei electrice (ANRE) şi în domeniul gazelor naturale (ANRGN), autorităţi care au fuzionat în anul
  3. Domeniul energiei termice este reglementat de Autoritatea Naţională de Reglementare pentru Serviciile Comunitare de Utilităţi Publice (ANRSC). În domeniul utilizării eficiente a energiei, Agenţia Română pentru Conservarea Energiei (ARCE) a asigurat cadrul legislativ şi de reglementare secundară, precum şi implementarea unor programe de investiţii la nivel naţional în domeniu. România a dezvoltat infrastructura necesară (organisme de reglementare şi control) pentru energetică nucleară, care respectă cerinţele standardelor Agenţiei Internaţionale de Energie Atomică de la Viena. Sistemul legislativ, de standarde şi norme adoptat în domeniul securităţii nucleare corespunde în totalitate politicilor şi reglementărilor în domeniu ale Uniunii Europene. În privinţa managementului deşeurilor radioactive, prin Ordonanţa Guvernului nr. 11/2003, cu completările şi modificările ulterioare, a fost înfiinţată în subordinea Ministerului Economiei şi Finanţelor Agenţia Naţională pentru Deşeuri Radioactive (ANDRAD), ca autoritate naţională competentă în domeniul gospodăririi în siguranţă a combustibilului nuclear uzat şi a deşeurilor radioactive, inclusiv depozitarea finală a acestora. Au fost elaborate şi promovate o serie de acte normative cu incidenţă asupra organizării şi funcţionării pieţei de energie şi a celei de gaze naturale şi se vor dezvolta în continuare mecanisme concurenţiale conform practicii de la nivelul pieţei interne a UE, scop în care va continua procesul de elaborare a legislaţiei secundare. 3.
  4. Protecţia mediului Sectorul energetic reprezintă o sursă de poluare importantă, ca urmare a extracţiei, prelucrării şi arderii combustibililor fosili. În anul 2005, din arderea combustibilului pentru producerea de energie au rezultat circa 88% din emisiile totale la nivel naţional de NO(x), 90% din cele de SO
(2)şi 72% din cantitatea de pulberi în suspensie evacuate în atmosferă. În contextul aderării la UE, a fost transpusă în legislaţia românească şi este în curs de implementare Directiva 2001/80/CE privind instalaţiile mari de ardere. Au fost inventariate 174 de instalaţii mari de ardere, din care 78 trebuie să se alinieze cerinţelor din reglementările de mediu, eşalonat, până în anul
  1. De asemenea, Directiva 1999/31/CE privind depozitarea deşeurilor a fost transpusă în legislaţia românească. În aceste condiţii, 20 de depozite de deşeuri (halde de zgură şi cenuşă din industria energetică care utilizează instalaţii pe bază de "hidrotransport") vor trebui retehnologizate în vederea conformării la cerinţele de mediu până în anul
  2. Este cunoscut faptul că toate tipurile de instalaţii de ardere a combustibililor fosili produc emisii de CO
(2), care reprezintă cauza principală a încălzirii globale. Pentru a menţine rolul important al combustibililor fosili în balanţa energetică, trebuie identificate şi aplicate soluţii care să reducă impactul folosirii acestor combustibili asupra mediului. În acest sens, soluţia de captare şi stocare a emisiilor de CO
(2)(CSC) va trebui luată în considerare la proiectarea şi realizarea de noi centrale termoelectrice. Totodată, actualele tehnologii de ardere a cărbunelui vor trebui înlocuite cu tehnologii curate, atenuând în mod substanţial poluarea, prin reducerea considerabilă a emisiilor de SO
(2)şi NO(x), precum şi a pulberilor în suspensie generate de centralele termice pe cărbune. Managementul deşeurilor radioactive produse de Unitatea 1 Cernavodă pe durata de viaţă a acesteia se realizează în conformitate cu cerinţele standardelor Agenţiei Internaţionale pentru Energie Atomică şi ale practicilor internaţionale avansate. Combustibilul nuclear uzat este depozitat în siguranţă, pentru o perioadă de 50 ani, într-un depozit uscat (DICA), dezvoltat etapizat pe amplasamentul Cernavodă. Depozitul este realizat la nivelul standardelor internaţionale. Pentru depozitarea finală a combustibilului nuclear uzat se va construi un depozit geologic adecvat, în perioada 2040-
  1. Deşeurile slab şi mediu active sunt stocate într-un depozit intermediar (DIDR), pentru depozitarea definitivă urmând a se realiza un depozit final în anul
  2. Rapoartele anuale de mediu de la Unitatea 1 Cernavodă demonstrează inexistenţa vreunui impact asupra mediului ambiant, populaţiei şi a personalului de exploatare. În ceea ce priveşte prepararea minereului şi rafinarea concentratului de uraniu, se va realiza încadrarea indicatorilor de calitate a apelor uzate industriale în NTPA 001/2002 până la sfârşitul anului 2010, prin realizare de staţii de epurare şi depozitare a sărurilor reziduale contaminate radioactiv în depozite uscate. 3.
  3. Pieţe de energie/serviciul public UE a început procesul de liberalizare a pieţelor de electricitate în anul 1996 prin Directiva 96/92/CE şi a celei de gaze naturale prin Directiva 98/30/CE din
  4. Prin Regulamentul nr. 1.407/2002/CE s-au pus bazele funcţionării sectorului extractiv a huilei, în condiţiile pieţei libere după anul
  5. În 2003 au fost adoptate două noi directive care înlocuiesc vechile directive şi accelerează procesul liberalizării şi formării unei pieţe interne europene de energie (Directiva 2003/54/CE pentru energie electrică şi Directiva 2003/55/CE pentru gaze naturale). În România, crearea unor pieţe funcţionale de energie electrică şi gaze naturale a început în anul 1996 şi s-a bazat pe: * restructurarea sectorului energetic, prin separarea activităţilor de producere, transport, distribuţie şi furnizare; * crearea cadrului instituţional de reglementare a sectoarelor energiei electrice şi gazelor naturale; * asigurarea accesului în regim reglementat la reţelele de transport şi distribuţie, corelat cu deschiderea progresivă a pieţelor de energie electrică şi gaze naturale, încurajând astfel concurenţa în activităţile de furnizare şi producere; * emiterea legislaţiei secundare aferente (cod comercial al pieţei angro de energie electrică, coduri tehnice, contracte-cadru, standarde de performanţă etc.); * transpunerea prevederilor Directivei 2003/54/CE privind normele comune pentru piaţa internă a energiei electrice şi ale Directivei 2003/55/CE privind regulile comune ale pieţei interne a gazului natural şi aplicarea Regulamentului nr. 1.407/2002/CE privind funcţionarea producătorilor de huilă pe piaţa liberă a UE. Piaţa de energie electrică România a optat pentru modelul de piaţă descentralizată de energie electrică, în care participanţii sunt liberi să încheie tranzacţii de vânzare-cumpărare a energiei electrice. Piaţa de energie electrică se compune din două secţiuni: * piaţa angro, în care energia electrică este cumpărată în vederea revânzării, iar tranzacţiile se desfăşoară între producători şi furnizori licenţiaţi; * piaţa cu amănuntul, în care energia electrică este cumpărată în vederea consumului propriu, iar tranzacţiile se desfăşoară între furnizori şi consumatorii de energie. Reglementarea activităţilor cu caracter de monopol natural (transport şi distribuţie) s-a realizat pe principii de transparenţă, acces nediscriminatoriu la reţea şi recunoaştere a costurilor justificate. Începând din anul 2005, tarifele reglementate pentru utilizarea reţelelor se calculează pe baza metodologiilor de tip plafon. Deschiderea pieţei de energie electrică a început în anul 2000, iar din anul 2005 toţi consumatorii, cu excepţia celor casnici, au devenit eligibili, ceea ce corespunde unui grad de deschidere a pieţei de energie electrică de 83,5%. Liberalizarea integrală a pieţei de energie electrică, inclusiv pentru consumatorii casnici, a avut loc la data de 1 iulie
  6. Piaţa angro de energie electrică s-a extins şi perfecţionat prin introducerea în 2005 a 4 noi platforme de tranzacţionare: * Piaţa pentru ziua următoare, organizată şi administrată de operatorul pieţei angro de energie electrică, S.C. "Opcom" - S.A.; * Piaţa de echilibrare, organizată şi administrată de "Transelectrica"; * Piaţa centralizata a contractelor bilaterale, organizată şi administrată de S.C. "Opcom" - S.A.; * Piaţa centralizată a certificatelor verzi, organizată şi administrată de S.C. "Opcom" - S.A. S.C. "Opcom" - S.A. acţionează ca operator de decontare pentru pieţele centralizate (Piaţa pentru ziua următoare, Piaţa de echilibrare, Piaţa centralizată a certificatelor verzi). S.C. "Opcom" - S.A. a pus în funcţiune în anul 2007 Piaţa centralizată pentru contracte bilaterale de energie electrică cu negociere continuă (forward), ca prim pas în dezvoltarea de produse financiare asociate energiei. Acest model de piaţă este adoptat de toate ţările europene dezvoltate. În anul 2007, România este singura ţară din regiune organizatoare a unei pieţe pentru ziua următoare şi a unei pieţe funcţionale de echilibrare. Astfel, pe lângă tranzacţionarea prin contracte, participanţii la piaţa angro de energie electrică au posibilitatea participării voluntare la o piaţă fizică de energie organizată pe termen scurt, cu o zi înaintea zilei de dispecerizare (Piaţa pentru ziua următoare), operată de S.C. "Opcom" - S.A. Piaţa de echilibrare are ca principal scop compensarea abaterilor de la valorile programate ale producţiei şi consumului de energie electrică, fiind obligatorie tuturor capacităţilor de producţie disponibile. Piaţa centralizată şi piaţa de tip forward a contractelor bilaterale asigură transparenţa contractării bilaterale, venind totodată în întâmpinarea recomandărilor Comisiei Europene, Consiliului European al Reglementatorilor Europeni şi Băncii Mondiale pentru înfiinţarea unei burse regionale de contracte. Susţinerea producţiei de energie electrică din surse regenerabile se realizează prin certificatele verzi tranzacţionate pe Piaţa concurenţială de certificate verzi şi cote obligatorii pentru furnizori. Fiecare furnizor este obligat să achiziţioneze anual o cantitate de certificate verzi, proporţională cu cantitatea de energie electrică vândută consumatorilor de către respectivul furnizor. Tranzacţiile cu certificate verzi se pot desfăşura în cadrul pieţei centralizate operate de S.C. "Opcom" - S.A. sau prin contracte bilaterale. S.C. "Opcom" - S.A. administrează Piaţa de certificate verzi centralizată/bilaterală şi Registrul certificatelor verzi. Piaţa de gaze naturale Piaţa internă a gazelor naturale este formată din: * segmentul concurenţial, care cuprinde comercializarea gazelor naturale între furnizori şi între furnizori şi consumatorii eligibili. În segmentul concurenţial preţurile se formează liber, pe baza cererii şi a ofertei; * segmentul reglementat, care cuprinde activităţile cu caracter de monopol natural şi furnizarea la preţ reglementat, în baza contractelor-cadru. În segmentul reglementat al pieţei, sistemele de preţuri şi tarife se stabilesc de ANRE, pe baza metodologiilor proprii. Activităţile aferente segmentului reglementat cuprind: furnizarea gazelor naturale la preţ reglementat şi în baza contractelor-cadru către consumatori, administrarea contractelor comerciale şi de echilibrare contractuală a pieţei interne, transportul gazelor naturale, înmagazinarea subterană a gazelor naturale, distribuţia gazelor naturale, tranzitul gazelor naturale - cu excepţia tranzitului desfăşurat prin conducte magistrale dedicate (tranzitul prin conductele magistrale dedicate se supune regimului stabilit prin acordurile internaţionale în baza cărora acestea au fost realizate). În vederea asigurării unui cadru organizat privind alocarea în regim echitabil şi nediscriminatoriu a gazelor naturale din producţia internă şi din import, a fost înfiinţat şi funcţionează operatorul de piaţă, organizat în cadrul Dispeceratului Naţional de Gaze Naturale Bucureşti, din structura "Transgaz" - S.A. Mediaş. Piaţa gazelor naturale din România a fost deschisă gradual începând cu anul 2001, când gradul iniţial de deschidere a pieţei interne a fost de 10% din consumul total aferent anului 2000, ajungându-se în anul 2006 la un grad de deschidere a pieţei de gaze naturale de 75% (începând cu 1 iulie 2006). Procesul de liberalizare a pieţei de gaze naturale din România a continuat, la 1 ianuarie 2007 gradul de deschidere al pieţei fiind de 100% pentru consumatorii industriali. Pentru consumatorii rezidenţiali piaţa de gaze naturale a fost liberalizată la 1 iulie 2007, în prezent gradul de deschidere al pieţei naţionale de gaze naturale fiind de 100%, conform prevederilor Directivei 2003/55/CE . În vederea asigurării necesarului de consum al tuturor categoriilor de consumatori şi eliminării disfuncţionalităţilor apărute în piaţa internă de gaze naturale în iarna 2005-2006 (ca urmare a temperaturilor scăzute şi a reducerii cantităţilor de gaze naturale din import în lunile ianuarie şi februarie 2006), a fost elaborat proiectul de lege care transpune Directiva 2004/67/CE privind măsurile de garantare a securităţii aprovizionării cu gaze naturale. Consumatorul întreruptibil contribuie decisiv la menţinerea funcţionării în deplină siguranţă a Sistemului naţional de transport gaze naturale şi a sistemelor de distribuţie, prin acceptarea de către acesta a reducerii consumului, până la oprire, în conformitate cu prevederile Directivei 2004/67/CE , în scopul asigurării protecţiei aprovizionării consumatorilor casnici. Piaţa cărbunelui Date fiind caracteristicile cărbunelui extras în România (huilă energetică cu putere calorifică de 3.650 kcal/kg şi lignit cu putere calorifică între 1.650 şi 1.950 kcal/kg), utilizarea acestuia din urmă se poate realiza numai în termocentrale echipate pentru acest tip de combustibil şi situate cât mai aproape de furnizorii de lignit. Oferta de cărbune la nivelul actualilor producători din România este de 33-34 milioane tone, cu circa 5 milioane tone mai mică decât cererea estimată la nivelul anilor 2010-2020 Asigurarea cererii pentru lignit la nivelul anilor 2013-2020 şi după este condiţionată de punerea în valoare a perimetrelor existente, precum şi de cercetare pentru punerea în evidenţă şi valorificarea unor noi perimetre. Totodată, procedurile de expropriere pentru cauză de utilitate publică trebuie îmbunătăţite în scopul eficientizării exploatărilor de suprafaţă a lignitului. Piaţa uraniului Resursele de minereu de uraniu de care dispune România prezintă un interes deosebit pentru economia naţională, având în vedere funcţionarea Unităţii 1 Cernavodă, punerea în funcţiune a Unităţii 2 Cernavodă în anul 2007 şi dezvoltarea viitoare a programului de energetică nucleară, motiv pentru care activitatea de exploatare şi preparare a minereurilor de uraniu şi de rafinare a concentratelor tehnice este de interes strategic. Din minereul de uraniu se obţine pulberea sinterizabilă de dioxid de uraniu, care se utilizează pentru fabricarea în România a combustibilului nuclear destinat unităţilor nuclearoelectrice de la Cernavodă. România nu are o piaţă a uraniului, unicul furnizor fiind Compania Naţională a Uraniului. Preţul uraniului folosit la fabricarea combustibilului nuclear pentru CNE Cernavodă este negociat între furnizor şi utilizator, respectiv Societatea Naţională "Nuclearelectrica" - S.A. În vederea asigurării materiei prime pentru fabricarea combustibilului nuclear necesar funcţionării celor două unităţi nuclearoelectrice, precum şi a funcţionării în perspectivă a unităţilor 3 şi 4 este obligatorie şi urgentă parcurgerea concomitentă a următoarelor două direcţii: asumarea riscului deschiderii unei noi capacităţi naţionale de producţie şi, respectiv, asigurarea cadrului legislativ necesar şi participarea pe plan mondial la concesionări de zăcăminte uranifere în vederea exploatării acestora sau la importul de minereu uranifer sau de concentrate tehnice. La nivel mondial există o piaţă dezvoltată a uraniului, cu un grad ridicat de stabilitate. La această stabilitate contribuie şi existenţa unor rezerve semnificative de uraniu în zone geografice lipsite de conflicte. 3.
  7. Preţuri şi tarife pentru energie - efecte economice şi sociale Energie electrică La energia electrică, sistemul de preţuri şi tarife a evoluat de la sistemul tarifar unic reglementat pentru consumatorii finali la un sistem cu preţuri pe activităţi şi servicii, capabil să răspundă noii structuri liberalizate a sectorului. Pe piaţa liberalizată se utilizează preţuri care se stabilesc prin mecanisme concurenţiale, inclusiv pentru dezechilibrele dintre cantităţile contractate şi cele efectiv consumate, precum şi tarife reglementate pentru serviciile de reţea (transport şi distribuţie) şi serviciile de sistem. Preţul energiei electrice a avut o evoluţie crescătoare, datorită necesităţii practicării unor preţuri care să reflecte costurile raţional justificabile, creşterii preţurilor la combustibili pe plan internaţional, creşterii volumului de investiţii în reţele, precum şi eliminării progresive a subvenţiilor directe şi încrucişate. Astfel, preţurile electricităţii s-au apropiat de valorile medii înregistrate în UE, dar sunt în continuare mai mici decât acestea. La sfârşitul anului 2006, preţul mediu al energiei electrice livrate consumatorilor casnici cu un consum de 1.200 kWh/an (consumatorul casnic mediu în România) a fost de 0,1029 euro/kWh, comparativ cu 0,1637 euro/kWh, media UE
  8. A fost menţinut tariful social destinat consumatorilor cu consum redus şi îmbunătăţit astfel încât să beneficieze de el doar populaţia defavorizată. Consumatorii din această categorie au plătit 0,0499 euro/kWh în
  9. Valorile prezentate includ TVA. Preţul energiei electrice livrate consumatorilor industriali a variat în funcţie de mărimea consumului, situându-se însă practic în toate cazurile sub valoarea medie din UE
  10. Astfel, un consumator cu un consum anual de 1.250 MWh şi o putere maximă de 500 kW a plătit 0,0853 euro/KWh, faţă de 0,0935 euro/kWh, media UE
  11. Un consumator industrial cu un consum anual de 24.000 MWh şi o putere maximă de 4 MW a plătit 0,0643 euro/kWh, comparativ cu 0,0732 euro/kWh, valoarea medie din UE 25 pentru aceeaşi categorie de consumatori. Aceste valori nu includ TVA. Gaze naturale Preţul gazelor naturale din import a cunoscut o creştere accentuată începând cu anul
  12. Valorile atinse în anul 2007 de aceste preţuri sunt mult mai mari decât estimările avute în vedere la încheierea negocierilor de aderare din cadrul cap. 14 "Energie" şi la stabilirea calendarului de aliniere a preţului gazelor naturale din producţia internă la valorile din pieţele internaţionale. Alinierea preţurilor se va realiza treptat, ţinând cont de creşterea puterii de cumpărare a populaţiei şi de impactul general al preţurilor la gazele naturale asupra economiei naţionale, asupra preţurilor altor utilităţi şi asupra indicatorilor macroeconomici. În conformitate cu cerinţele de armonizare la legislaţia, procedurile comunitare şi cadrul economic general specific Uniunii Europene, un obiectiv important îl reprezintă stabilirea preţurilor finale de furnizare a gazelor naturale la consumatorii care nu-şi exercită eligibilitatea, în condiţii de eficienţă economică, respectiv de recuperare a costurilor rezultate prin desfăşurarea activităţilor de producţie, înmagazinare, transport, distribuţie şi furnizare. Necesitatea implementării unui nou sistem de tarifare a gazelor naturale a fost prevăzută în acordurile încheiate de Guvernul României cu instituţiile financiare internaţionale şi a fost făcută publică încă din decembrie 2003, când ANRGN a emis metodologia de calcul al preţurilor şi tarifelor reglementate în sectorul gazelor naturale. În vederea eliminării subvenţiei încrucişate între categoriile de consumatori, ANRGN a implementat în perioada 2004-2005 un nou sistem de tarife de distribuţie şi preţuri finale reglementate, diferenţiate pe fiecare operator de distribuţie a gazelor naturale, titular al licenţei de furnizare, şi pe categorii de consumatori, care să reflecte costurile corespunzătoare furnizării gazelor naturale pentru fiecare categorie în parte. Fundamentarea preţurilor şi a tarifelor reglementate are la bază recunoaşterea costurilor justificate şi efectuate în mod prudent de operatorii de distribuţie a gazelor naturale. Astfel, preţurile finale reglementate la care se realizează furnizarea reglementată a gazelor naturale acoperă toate costurile efectuate pentru asigurarea cu gaze naturale a consumatorului final. În scopul de a beneficia în mod nediscriminatoriu de gazele naturale din producţia internă, toţi consumatorii sunt obligaţi să achiziţioneze gaze naturale din import într-un procent stabilit faţă de consumul total de gaze naturale. Proporţia gazelor din producţia internă şi a celor din import este stabilită lunar de către operatorul de piaţă. Calculul preţului mediu ponderat al gazelor naturale achiziţionate din import se efectuează de către ANRE. Ţiţei şi produse petroliere În conformitate cu legislaţia în vigoare, preţurile ţiţeiului şi produselor petroliere se formează liber, pe baza raportului dintre cererea şi oferta de pe piaţa naţională, respectiv de pe piaţa internaţională. Tarifele de transport din sistemul naţional de transport al ţiţeiului se stabilesc de autoritatea competentă - Agenţia Naţională pentru Resurse Minerale (ANRM). Conjunctura nefavorabilă de pe piaţa mondială a ţiţeiului, caracterizată de scăderea accentuată a producţiei şi a stocurilor, în special pe piaţa americană şi asiatică, a condus la creşterea fără precedent a cotaţiilor acestuia pe pieţele bursiere, înregistrându-se preţuri de 60Ţ70 USD/baril începând cu anul
  13. Creşterea preţului mondial al ţiţeiului a condus la majorarea continuă a preţurilor produselor petroliere şi, implicit, la creşterea în lanţ a costurilor în economie. În preţul intern al ţiţeiului şi al produselor petroliere sunt incluse o serie de elemente de fiscalitate, definite în valută (euro sau USD). În mod firesc, datorită evoluţiei cursului valutar, aceste elemente sunt redimensionate la sfârşitul fiecărei luni pentru luna următoare, ceea ce atrage după sine necesitatea recalculării preţurilor produselor respective (elementele de fiscalitate reprezintă circa 70% din preţul final al produselor petroliere). Preţul produselor petroliere este determinat de costul ţiţeiului supus prelucrării, a cărui pondere este de până la 80% din costurile totale, iar orice variaţie implică modificarea corespunzătoare a costurilor şi, implicit, a preţurilor. Ţiţeiul este un produs cotat la bursă, pe o piaţă mondială. Pe piaţa produselor petroliere există un climat concurenţial, în curs de consolidare, modificarea şi varietatea preţurilor practicate pe piaţă fiind un element pozitiv în dezvoltarea pieţei libere. Preţurile la carburanţi se fixează liber, dar şi ţinându-se seama de evoluţia preţurilor externe şi de puterea de cumpărare de pe piaţa internă, avându-se în vedere politici echilibrate de preţuri la carburanţi. Cărbune Preţul cărbunelui în prezent se fixează liber, prin negocieri directe între producător şi beneficiar. Pentru huilă preţul este mai mic decât costul de producţie, diferenţa fiind acoperită prin ajutor de stat în condiţiile Regulamentului nr. 1.407/2002 al UE. Pentru dezvoltarea producţiei de cărbune în condiţiile actuale este utilă promovarea contractelor pe termen lung între furnizori şi termocentrale sau alţi beneficiari, pe baza unor formule de stabilire a preţurilor în funcţie de cotaţiile bursiere ale altor purtători similari de energie primară, care să fundamenteze pe baze reale rezultatele studiilor de fezabilitate (planurilor de afaceri) din sectorul minier. Conform studiilor de prognoză, elaborate la nivel mondial (CME) până în anul 2030, pe toate pieţele lumii se estimează o evoluţie uşor crescătoare a preţului la cărbune, faţă de creşteri substanţiale la celelalte resurse energetice (ţiţei şi gaze naturale). Prognozele confirmă faptul că această resursă energetică, pe lângă durata mare de asigurare, prezintă o garanţie a susţinerii necesarului de energie în viitor, la preţuri competitive cu preţul altor resurse purtătoare de energie primară. Minereu de uraniu Evoluţia recentă a preţului uraniului pe piaţa spot, în condiţiile în care prognozele internaţionale pe termen mediu şi lung arată o tendinţă ascendentă a acestuia, determină ca principală preocupare asigurarea de surse alternative pentru fabricarea pulberii sinterizabile de dioxid de uraniu şi deschiderea unei noi capacităţi de producţie, precum şi reanalizarea resurselor geologice interne în vederea creşterii gradului lor de cunoaştere şi atragerii acestora în exploatare. Energie termică Preţul energiei termice furnizate populaţiei din sistemele centralizate de alimentare cu căldură este integral reglementat prin sistemul de preţuri locale de referinţă (PLR). Costurile locale de producere, distribuţie şi furnizare a energiei termice în sistem au fost în anul 2005 de 160-230 RON/Gcal, diferenţa faţă de PLR fiind subvenţionată de la bugetul de stat (până în anul 2007) şi bugetele locale. Subvenţionarea consumatorilor de energie termică a reprezentat o metodă de asigurare a protecţiei sociale şi de menţinere în funcţiune a unor producători ineficienţi, dar cu rol social important. Pentru energia termică produsă în cogenerare se aplică scheme de sprijin, astfel încât să fie asigurată viabilitatea producătorilor respectivi pe piaţa concurenţială de energie electrică. 3.
  14. Analiza situaţiei actuale a sectorului energetic Analiza SWOT a situaţiei actuale a sectorului energetic evidenţiază: Avantaje competitive * Tradiţie îndelungată în industria energetică, beneficiind de experienţă atât în industria de petrol şi gaze, cât şi în cea de producere a energiei electrice şi termice * Resurse energetice naţionale, îndeosebi cărbune, dar şi rezerve de petrol şi gaze naturale * Infrastructură complexă şi diversificată: reţele naţionale de transport energie electrică, gaze naturale, ţiţei, produse petroliere, capacităţi de rafinare, de transport maritim şi capacităţi portuare importante la Marea Neagră * Structură diversificată şi echilibrată a producţiei de energie electrică * Program de energetică nucleară în derulare, perceput pozitiv de opinia publică, bazat pe o tehnologie sigură, recunoscută pe plan mondial * Expertiză tehnică şi resurse umane calificate pentru activităţile din sectorul energetic * Cadru instituţional şi legislativ adaptat la principiile pieţei interne din Uniunea Europeană * Potenţial moderat de resurse regenerabile exploatabile, susţinut de o piaţă funcţională de certificate verzi * Lipsa dificultăţilor în respectarea angajamentelor asumate prin Protocolul de la Kyoto * Capacitatea relativ ridicată de interconectare a sistemelor de transport al energiei electrice şi al gazelor naturale cu sistemele similare ale ţărilor vecine * Potenţial de resurse de lignit cu un grad ridicat de cunoaştere concentrat pe o suprafaţă relativ redusă, de circa 250 kmý, în care operează 19 cariere de mare capacitate * Potenţial de resurse de huilă energetică pus în valoare prin 7 mine subterane * Calitatea infrastructurii de transport, dispecerizarea energiei electrice * Operator al pieţei angro de energie electrică cu experienţă, capabil să devină operator al pieţei regionale * Liberalizarea totală a pieţelor de energie electrică şi gaze naturale Deficienţe ale sistemului * O serie de instalaţii de producere, transport şi distribuţie a energiei sunt parţial învechite şi depăşite tehnologic, cu consumuri şi costuri de exploatare mari * Instalaţii şi echipamente utilizate pentru exploatarea lignitului uzate moral şi fizic, cu costuri mari de exploatare şi performanţe scăzute * Lipsa echipamentelor pentru implementarea tehnologiilor performante în sectorul de extracţie al huilei * O dependenţă crescândă la importul gazelor naturale, existând pentru moment o singură sursă * Durată de funcţionare depăşită pentru 69% din conductele de transport al gazelor naturale şi aproximativ 27% din staţiile de reglare măsurare * Nivelul scăzut al surselor de finanţare comparativ cu necesităţile de investiţii în infrastructura Sistemului naţional de transport gaze naturale (SNT) * Structură neomogenă din punctul de vedere al presiunii şi diametrelor SNT, fapt care conduce la probleme mari privind asigurarea presiunilor la extremităţile sistemului * Eficienţa energetică redusă pe lanţul producţie - transport distribuţie - consumator final de energie * Lipsa unor măsuri financiare de susţinere a proiectelor şi programelor de creştere a eficienţei energetice şi de utilizare a surselor regenerabile de energie * Organizarea sectorului de producere a energiei electrice pe filiere tehnologice monocombustibil * Performanţe sub potenţial ale unor companii miniere şi energetice cu capital de stat * Existenţa unor distorsionări ale preţurilor la consumatorii finali * Capacitate redusă de cercetare-dezvoltare-diseminare în sectorul energetic şi sectorul minier * Lipsa unor măsuri clare privind modernizarea sistemelor de alimentare cu energie termică din sisteme centralizate, în condiţiile opţiunilor crescânde ale populaţiei pentru încălzirea individuală a locuinţelor în mediul urban * Cea mai mare parte din unităţile de producere energie electrică nu respectă normele de emisii pentru anumiţi poluanţi în aer din Uniunea Europeană. Alinierea la aceste cerinţe necesită fonduri importante şi se realizează treptat, conform calendarului de conformare negociat * Efort financiar major pentru conformarea cu reglementările de mediu şi pentru dezafectarea unităţilor termoenergetice şi nucleare, ecologizarea terenurilor eliberate de instalaţii, precum şi pentru depozitarea definitivă a combustibilului nuclear uzat şi a deşeurilor radioactive * Politici necoerente de punere în valoare a noi perimetre pentru exploatarea lignitului * Neangajarea desfacerii producţiei de cărbune pe termen mediu şi lung pe baza unor contracte care să garanteze cantităţile şi preţurile * Timpul relativ mare pentru dezvoltarea de noi capacităţi de producţie a cărbunelui şi uraniului. Oportunităţi * Poziţie geografică favorabilă pentru a participa activ la dezvoltarea proiectelor de magistrale paneuropene de petrol şi gaze naturale * Existenţa pieţelor fizice de energie, precum şi acces la pieţe regionale de energie electrică şi gaze naturale cu oportunităţi de realizare a serviciilor de sistem la nivel regional * Capacitate disponibilă totală a Sistemului naţional de transport gaze naturale, ce poate asigura preluarea solicitărilor utilizatorilor * Climat investiţional atractiv atât pentru investitorii străini, cât şi pentru cei autohtoni, inclusiv în procesul de privatizare a diferitelor companii aflate în prezent în proprietatea statului * Creşterea încrederii în funcţionarea pieţei de capital din România, ceea ce permite listarea cu succes la bursă a companiilor energetice * Oportunităţi crescute de investiţii în domeniul eficienţei energetice şi al resurselor energetice regenerabile neutilizate * Accesarea fondurilor structurale ale Uniunii Europene pentru proiecte în domeniul energiei * Existenţa unui important sector hidroenergetic capabil să furnizeze volumul necesar de servicii tehnologice de sistem * Existenţa experienţei îndelungate în minerit şi a unei infrastructuri importante pentru exploatarea resurselor energetice primare interne de cărbune şi uraniu * Existenţa unor noi perimetre cu rezerve considerabile de lignit. Riscuri şi vulnerabilităţi * Rezerve economic exploatabile de ţiţei, gaze naturale şi uraniu, limitate la valorile prezentate în cap. 3, în condiţiile în care nu vor fi descoperite noi zăcăminte importante * Volatilitatea preţurilor la hidrocarburi pe pieţele internaţionale * Tendinţa de schimbare a caracteristicilor climatice şi instabilitatea regimului hidrologic * Posibilitatea apariţiei unor efecte negative asupra concurenţei în sectorul energetic la nivel european, datorită tendinţelor de concentrare din industria energetică * Un ritm ridicat de creştere a cererii de energie în contextul relansării economice * Existenţa de arierate la nivelul unor companii din sector * Ponderea semnificativă a populaţiei care prezintă un grad de vulnerabilitate ridicat, în condiţiile practicării unor preţuri la energie apropriate de nivelul mediu european * Lipsa unor instrumente fiscale eficiente pentru susţinerea programelor de investiţii în eficienţă energetică, dezvoltarea cogenerării pe baza cererii de căldură utilă, utilizarea resurselor regenerabile pentru producerea energiei termice şi dezvoltarea serviciilor energetice * Posibila blocare a activităţii de exploatare a huilei ca urmare a acumulării de datorii istorice * Posibila blocare a activităţii de exploatare a lignitului ca urmare a lipsei unei reglementări specifice care să asigure valorificarea în interes de utilitate publică a rezervelor de lignit cu o dreaptă şi justă despăgubire a deţinătorilor de terenuri, necesare desfăşurării activităţii * Selecţia, reţinerea şi motivarea în condiţii de piaţă liberă a capitalului uman necesar implementării strategiei şi operării în siguranţă a sistemului energetic naţional * Modificările semnificative ale nivelului apei în Dunăre datorită schimbărilor climatice, care pot conduce la neasigurarea apei de răcire la amplasamentul Cernavodă pentru funcţionarea în siguranţă a două unităţi nuclearoelectrice * Costuri mari de exploatare a minereurilor de uraniu datorită variaţiei parametrilor mineralizaţiei şi a discontinuităţii acesteia * Opoziţia autorităţilor publice locale şi a autorităţilor teritoriale cu privire la acceptarea deschiderii de noi capacităţi de producţie în domeniul exploatării minereurilor de uraniu * Posibila creştere accentuată a preţului mondial la uraniu * Posibila schimbare a atitudinii publicului faţă de construcţia de noi centrale nucleare şi de depozite de deşeuri radioactive * Dificultăţi în asigurarea serviciilor tehnologice de sistem în perioadele secetoase * Costuri suplimentare generate de aplicarea prevederilor Directivei 2003/87/CE privind stabilirea unei scheme de comercializare a emisiilor de gaze cu efect de seră * Capacitatea redusă de a face faţă unor acţiuni teroriste îndreptate asupra unităţilor producătoare de energie şi a sistemelor de transport (conducte de ţiţei, conducte pentru gaze naturale, reţele electrice). Capitolul 4 Obiectivele dezvoltării sectorului energetic şi măsurile preconizate pentru atingerea acestora 4.
  15. Obiectivele prioritare ale dezvoltării sectorului energetic românesc Sectorul energetic trebuie să fie un sector dinamic, care să susţină activ dezvoltarea economică a ţării şi reducerea decalajelor faţă de Uniunea Europeană. În acest sens, obiectivul general al strategiei sectorului energetic îl constituie satisfacerea necesarului de energie atât în prezent, cât şi pe termen mediu şi lung, la un preţ cât mai scăzut, adecvat unei economii moderne de piaţă şi unui standard de viaţă civilizat, în condiţii de calitate, siguranţă în alimentare, cu respectarea principiilor dezvoltării durabile. 4.
  16. Direcţii de acţiune Direcţiile de acţiune ale strategiei energetice a României, convergente cu cele ale politicii energetice a Uniunii Europene, sunt: * creşterea siguranţei în alimentarea cu energie atât din punctul de vedere al mixului de combustibili, cât şi al infrastructurii de reţea; * alegerea unui mix de energie echilibrat, cu accent pe utilizarea cărbunelui, energiei nucleare şi a resurselor energetice regenerabile, inclusiv prin utilizarea potenţialului hidroeconomic amenajabil, ce este în prezent încă neexploatat, care să confere sectorului energetic competitivitate şi securitate în aprovizionare; * asigurarea necesarului de cărbune şi uraniu în principal din producţie internă şi diversificarea resurselor de aprovizionare cu uraniu, prin combinarea exploatării raţionale a resurselor naţionale cu importul de uraniu şi/sau concesionarea de zăcăminte uranifere în afara României, în vederea exploatării acestora; * gestionarea eficientă şi exploatarea raţională în condiţii de securitate a resurselor energetice primare epuizabile din România şi menţinerea la un nivel acceptabil, pe baze economice, a importului de resurse energetice primare (dependenţă limitată/controlată); * îmbunătăţirea competitivităţii pieţelor de energie electrică şi gaze naturale, corelarea acestora şi participarea activă la formarea pieţei interne de energie a Uniunii Europene şi la dezvoltarea schimburilor transfrontaliere, cu luarea în considerare a intereselor consumatorilor din România şi ale companiilor româneşti; * creşterea eficienţei energetice pe tot lanţul resurse, producere, transport, distribuţie, consum; * promovarea utilizării resurselor energetice regenerabile, în conformitate cu practicile din Uniunea Europeană; * asigurarea investiţiilor pentru dezvoltarea sectorului energetic, inclusiv prin atragerea de capital privat; * creşterea capacităţii de inovaţie şi dezvoltare tehnologică; * realizarea obiectivelor de protecţie a mediului şi reducere a emisiilor de gaze cu efect de seră; * participarea proactivă la eforturile Uniunii Europene de formulare a unei strategii energetice pentru Europa, cu urmărirea şi promovarea intereselor României. Având în vedere aceste direcţii principale de acţiune, obiectivele prioritare ale dezvoltării sectorului energetic din România sunt următoarele: Securitatea aprovizionării * menţinerea unui echilibru între importul de resurse energetice primare şi utilizarea raţională şi eficientă a rezervelor naţionale pe baze economice şi comerciale; * diversificarea şi consolidarea, în cadrul stabilit la nivel european, a relaţiilor de colaborare cu ţările producătoare de hidrocarburi, precum şi cu cele de tranzit; * diversificarea surselor de aprovizionare şi dezvoltarea rutelor de transport alternative; * încheierea de contracte pe termen lung pentru gaze naturale din import pentru a diminua riscurile de întrerupere a furnizării, cu respectarea regulilor concurenţiale; * încheierea de contracte pe termen lung pentru furnizorii interni de cărbune care să le asigure acces la pieţele financiare, cu respectarea regulilor concurenţiale; * stimularea investiţiilor în domeniul exploatării rezervelor de gaze naturale, prin încurajarea identificării de noi câmpuri şi valorificarea maximă a potenţialului; * punerea în valoare de noi perimetre pentru exploatarea lignitului şi a uraniului; * creşterea nivelului de adecvanţă a reţelei de transport prin dezvoltare şi modernizare în concept de reţea inteligentă (smart grid) şi cu respectarea cerinţelor UCTE/ ETSO; * abordarea, în comun cu statele membre ale UE, a problemelor referitoare la protecţia infrastructurii critice din sistemul energetic în lupta împotriva terorismului. Dezvoltare durabilă * promovarea producerii energiei din surse regenerabile, astfel încât ponderea energiei electrice produse din aceste surse în totalul consumului brut de energie electrică să fie de 33% în anul 2010, 35% în anul 2015 şi 38% în anul
  17. Din consumul intern brut de energie, 11% va fi asigurat din surse regenerabile în anul 2010; * stimularea investiţiilor în îmbunătăţirea eficienţei energetice pe întregul lanţ resurse-producţie-transport-distribuţie-consum; * promovarea utilizării biocombustibililor lichizi, biogazului şi a energiei geotermale; * susţinerea activităţilor de cercetare-dezvoltare şi diseminare a rezultatelor cercetărilor aplicabile în domeniul energetic; * reducerea impactului negativ al sectorului energetic asupra mediului înconjurător prin utilizarea tehnologiilor curate. Competitivitate * continuarea dezvoltării şi perfecţionarea mecanismelor pieţelor concurenţiale pentru energie electrică, gaze naturale, petrol, uraniu, certificate verzi, certificate de emisii de gaze cu efect de seră şi servicii energetice; * extinderea activităţii operatorului pieţei angro de energie electrică din România - "Opcom" la nivel regional şi participarea activă la realizarea pieţei regionale de energie şi a pieţei unice europene; * liberalizarea tranzitului de energie în condiţii tehnice controlate de siguranţă în alimentare şi asigurarea accesului permanent şi nediscriminatoriu la reţelele de transport şi interconexiunile internaţionale; creşterea capacităţii de interconexiune a reţelelor de energie electrică, de la circa 10% în prezent la 15-20% la orizontul anului 2020; * continuarea procesului de restructurare, de creştere a profitabilităţii şi de privatizare în sectorul energetic (privatizarea se va realiza atât cu investitori strategici, cât şi prin listarea pe piaţa de capital); * continuarea procesului de restructurare a sectorului de lignit în vederea creşterii profitabilităţii şi accesului pe piaţa de capital; * menţinerea accesului la rezervele de huilă, în vederea asigurării securităţii energetice, în condiţii economice adecvate. 4.
  18. Prognoza producţiei şi cererii de energie Scenariul de referinţă pentru prognoza cererii de energie în perioada 2007-2020 are în vedere prognoza evoluţiei principalilor indicatori macroeconomici în perioada 2007-2020, elaborată de Comisia Naţională de Prognoză. În perioada 2007-2020 se estimează următoarele valori pentru indicatorii de dezvoltare (tabelul 4.1): Tabelul 4.
  19. Indicatori de dezvoltare macroeconomică În aceste condiţii se estimează necesarul de energie electrică pentru perioada 2007-2020, precum şi modul de asigurare a necesarului prin utilizarea fiecărei surse primare de energie (tabelul 4.2). S-au utilizat următoarele ipoteze: * piaţa de energie electrică din România este integrată în piaţa sud-est europeană şi în piaţa central europeană, schimburile transfrontaliere fiind limitate doar de capacităţile de interconexiune; ● consumul naţional de energie electrică va creşte relativ constant cu circa 3% pe an în toată perioada analizată; ● exportul de energie electrică va creşte substanţial după anul 2015, susţinut prin intrarea în funcţiune a unităţilor nucleare nr. 3 şi 4 de la CNE Cernavodă şi retehnologizarea unor unităţi termo; ● se va încuraja utilizarea surselor regenerabile, cu atingerea ţintei de 33% din consumul intern brut de energie electrică al anului 2010 realizat din aceste surse; ● se va încuraja utilizarea combustibililor solizi prin tehnologii curate; ● se va limita ponderea producţiei de energie electrică prin utilizarea combustibililor lichizi şi gazoşi. Aceşti combustibili se vor utiliza cu precădere în unităţi de cogenerare, necesare asigurării cu energie termică a populaţiei. Ca urmare a programelor de utilizare eficientă a resurselor energetice şi energiei, precum şi a restructurării sectoriale, rata anuală a creşterii consumului de energie primară va fi jumătate din cea a creşterii economice, rezultând o decuplare semnificativă a celor 2 indicatori. După anul 2012, exportul de energie electrică va depăşi producţia realizată prin utilizarea combustibililor lichizi şi gazoşi proveniţi din import. Balanţa energetică a ţării va deveni astfel excedentară pentru prima dată în istorie. În anul 2010 se va îndeplini ţinta naţională stabilită privind utilizarea surselor regenerabile de energie în producţia de energie electrică. Ritmul de utilizare a surselor regenerabile va continua să crească şi după anul 2010, astfel încât producţia de energie electrică din aceste surse în anul 2015 să reprezinte 35% din consumul intern brut de energie electrică, iar în anul 2020 să reprezinte 38%. Realizarea producţiei estimate de energie electrică în centralele termoelectrice este condiţionată de: - dezvoltarea exploatărilor miniere de huilă, lignit şi uraniu, în condiţii economice; - asigurarea unor cantităţi suplimentare de huilă din import cu încadrarea în Planul naţional de alocare a emisiilor de gaze cu efect de seră; - completarea necesarului de uraniu prin importuri, conform dezvoltării programului de energetică nucleară; Evaluarea cererii de energie termică este corelată cu estimările privind restructurarea economiei, cu ridicarea nivelului de trai, precum şi cu estimările privind scăderea consumului de energie termică în mediul rezidenţial datorită realizării măsurilor de creştere a eficienţei energetice. Cererea de energie termică se estimează a avea ritmuri anuale de creştere de circa 2% pe an. Totalul cererii de energie termică în sistem centralizat de distribuţie a căldurii se estimează pentru anul 2010 la circa 3 milioane tep. Noi capacităţi de producere a energiei electrice În conformitate cu studiile realizate sub coordonarea MEF, este necesar să fie retehnologizate în perioada 2008-2010 centrale hidro cu o putere instalată de aproximativ 1.135 MW, sunt posibil de retehnologizat, în perioada 2010-2020, centrale hidro cu o putere instalată de aproximativ 2.417 MW, la care se adaugă proiecte noi în centrale hidro, stabilite pentru perioada 2008-2020, cu o putere instalată de 759 MW, şi alte proiecte posibil de realizat în aceeaşi perioadă, cu o putere instalată de 895 MW. La aceste proiecte hidro se adaugă încă două proiecte care vor fi realizate în următorii ani, şi anume CHEAP Tarnita, cu putere instalată de 1.000 MW, şi AHE pe Tisa, de 30 MW. În ceea ce priveşte grupurile termoelectrice, sunt prognozate a se realiza în perioada 2008-2020 grupuri cu o putere instalată de circa 3.000 MW şi vor fi casate în aceeaşi perioadă grupuri cu o putere instalată de circa 2.900 MW. În domeniul nuclear urmează a se realiza încă două unităţi nucleare, unităţile 3 şi 4 Cernavodă, cu o putere instalată de 706 MW fiecare (600 MW disponibili comercial). Tabelul 4.
  20. Evoluţia structurii de producţie a energiei electrice este determinată în principal de investiţii, inclusiv investiţii private, realizate prin autorizare, şi nu prin planificare centralizată, în conformitate cu Directiva 2003/54/CE . În cazul în care prin autorizare nu sunt asigurate suficiente capacităţi de producere a energiei electrice, se vor organiza licitaţii pentru construcţia de noi capacităţi, în conformitate cu Legea energiei electrice nr. 13/
  21. Studiul privind reorganizarea şi dezvoltarea sectorului de producere a energiei electrice în România, în vederea creşterii siguranţei şi competitivităţii în condiţii de piaţă liberă, elaborat în anul 2007 [6], prognozează necesarul de putere instalată pentru acoperirea cererii naţionale de energie electrică conform graficului 4.
  22. Graficul 4.
  23. Evoluţia puterii instalate 2006-2020 Menţionăm că reţeaua electroenergetică a României este interconectată cu reţelele ţărilor vecine (cu excepţia Moldovei şi Ucrainei), iar piaţa de energie electrică este deschisă comerţului transfrontalier. În aceste condiţii, acoperirea vârfului de consum se realizează prin forţele pieţei, la nivel regional, şi nu administrativ, la nivel naţional, aşa cum se proceda în deceniul trecut. Mai mult, Comisia Europeană a propus crearea unor dispeceri energetici regionali, care să faciliteze funcţionarea pieţelor transfrontaliere de energie electrică şi utilizarea în comun a rezervelor de putere. Gaze naturale Alături de păcură, lignit şi huilă, gazele naturale au un aport deosebit de important în structura energetică a României. Cu toate că este foarte dificil de prognozat un calendar de evoluţie a preţurilor pentru gazele naturale (datorită dinamicii imprevizibile atât la nivelul pieţei interne, cât şi la nivelul pieţelor europene şi mondiale, determinată de o multitudine de factori economici şi politici), estimăm că alinierea preţurilor din producţia internă de gaze naturale la preţurile de import va fi finalizată cel târziu în anul
  24. Alinierea treptată a preţurilor se va realiza cu considerarea gradului de suportabilitate al consumatorilor din România. În ceea ce priveşte consumul de gaze naturale, este de aşteptat ca acesta să crească uşor până în anul
  25. După anul 2015 raportul dintre importuri şi producţia internă se va inversa, pe fondul epuizării treptate a rezervelor interne de gaze naturale. Conform estimării autorităţii de reglementare în domeniu, evoluţia consumului de gaze naturale şi structura de acoperire a acestuia sunt prezentate în graficul 4.
  26. Graficul 4.
  27. Estimarea evoluţiei producţiei interne şi a importului de gaze naturale 2007-2015 Estimare ANRE 4.
  28. Măsuri pentru îndeplinirea obiectivelor prioritare Pentru îndeplinirea obiectivelor prioritare, vor fi adoptate următoarele tipuri de măsuri: ● măsuri generale, valabile pentru toate subsectoarele energetice (minier, producere, transport, distribuţie şi înmagazinare a gazelor naturale şi produse petroliere, precum şi producere, transport şi distribuţie energie electrică şi termică); ● măsuri specifice domeniilor: protecţia mediului, eficienţa energetică, restructurare/privatizare şi accesarea fondurilor structurale; ● măsuri specifice fiecărui subsector. 4.4.
  29. Măsuri generale Măsurile generale sunt următoarele: ● îmbunătăţirea cadrului instituţional şi legislativ, în condiţii de transparenţă, în acord cu cerinţele de asigurare a competitivităţii, protecţiei mediului şi a siguranţei în furnizarea energiei, precum şi cu cerinţele de atragere şi susţinere a investiţiilor în sectorul energetic şi de valorificare a resurselor de cărbune; ● îmbunătăţirea politicii de preţuri pentru combustibili, energie termică şi energie electrică, având în vedere principiile de nediscriminare, transparenţă şi obiectivitate, precum şi introducerea şi perfecţionarea treptată a mecanismelor concurenţiale; ● atragerea şi asigurarea stabilităţii forţei de muncă specializate prin motivarea corespunzătoare a personalului din industria energetică; ● valorificarea potenţialului uman, creşterea eficienţei muncii şi îmbunătăţirea condiţiilor de muncă pe baza continuării procesului de restructurare şi reorganizare, de modernizare a managementului companiilor din sector; ● asigurarea unui nivel de pregătire a personalului conform cerinţelor tehnico-economice actuale; ● asigurarea unei protecţii sociale corespunzătoare, prin mecanisme de susţinere directă a consumatorilor vulnerabili; ● dezvoltarea tehnologică a sectorului energetic şi a sectorului extractiv de petrol, gaze naturale, cărbune şi uraniu, prin stimularea şi sprijinirea cercetării şi inovării; ● atragerea capitalului străin şi autohton, având ca obiectiv prioritar asigurarea unui climat de competitivitate crescut, care să reprezinte motorul de dezvoltare sănătoasă a sectorului energetic; ● dezvoltarea pieţelor concurenţiale de energie electrică şi gaze naturale pe principii de transparenţă şi integrarea acestora în pieţele regionale şi, ulterior, în piaţa unică europeană. Măsurile generale se completează cu măsuri specifice domeniilor şi subsectoarelor din sectorul energetic. 4.4.
  30. Măsuri specifice domeniilor A. Protecţia mediului Măsurile specifice care vor fi adoptate pentru protecţia mediului sunt următoarele: ● realizarea investiţiilor din domeniul protecţiei mediului; ● continuarea internalizării costurilor de mediu în preţul energiei; ● încadrarea centralelor termoenergetice în condiţiile impuse de Directiva 2001/80/CE cu privire la limitarea emisiilor în aer ale anumitor poluanţi [SO
(2), NO(X) şi pulberi] proveniţi din instalaţiile mari de ardere, de Directiva 96/61/CE pentru prevenirea şi controlul integrat al poluării; ● încadrarea centralelor termoelectrice în ceea ce priveşte emisia gazelor cu efect de seră în cotele prevăzute în Planul naţional de alocare (PNA) a certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră pentru perioadele 2007 şi 2008-2012, depăşirea cotelor putând fi realizată doar cu achiziţia de certificate şi creşterea corespunzătoare a preţului energiei electrice livrate; ● intensificarea utilizării mecanismelor flexibile prevăzute în Protocolul de la Kyoto; ● promovarea tehnologiilor curate, a tehnologiilor de captare şi depozitare a CO
(2)(CSC) din gazele de ardere a cărbunelui, pilele de combustie şi utilizarea hidrogenului ca vector energetic; ● promovarea utilizării deşeurilor menajere şi industriale la producerea de energie electrică şi termică; ● preluarea de către statul român a tuturor obligaţiilor privind poluarea istorică din sectorul carbonifer până la data acordării licenţei de concesiune; ● elaborarea studiului de fezabilitate, a documentaţiilor de proiectare şi începerea construcţiei Depozitului final de deşeuri slab şi mediu active (DFDSMA); ● stabilirea soluţiei tehnice pentru depozitarea finală a combustibilului nuclear ars la CNE Cernavodă. Valoarea estimată a investiţiilor necesare exclusiv pentru protecţia mediului în perioada de conformare 2008-2017 este de circa 2.600 milioane euro (anexa nr. 2). Valoarea nu cuprinde lucrările de retehnologizare asociate, a căror estimare este prezentată în secţiunea C3. B. Îmbunătăţirea eficienţei energetice şi promovarea surselor regenerabile de energie Diminuarea efectelor negative ale procesului de producere a energiei asupra climei necesită acţiuni concrete şi eficiente. În acest context, România trebuie să acţioneze susţinut şi coerent în vederea alinierii la acţiunile europene ce promovează obiectivele Lisabona. În vederea limitării creşterii previzionate a temperaturii globale, respectiv a emisiilor de gaze cu efect de seră, România va acţiona în special în domeniul eficienţei energetice şi în domeniul surselor regenerabile de energie. Acţiunile vizând promovarea eficienţei energetice şi a surselor regenerabile de energie vor contribui atât la reducerea impactului negativ asupra mediului, cât şi la creşterea securităţii în alimentare, diminuând gradul de dependenţă a României de importurile de energie. Eficienţa energetică Directiva 2006/32/CE privind eficienţa energetică la utilizatorii finali, care devine obligatorie pentru România din anul 2008, prevede că statele membre UE se angajează să realizeze reducerea consumului de energie finală cu cel puţin 9% într-o perioadă de 9 ani (2008-2016), comparativ cu media consumului din ultimii 5 ani pentru care există date disponibile (2001-2005). În acest sens, se vor adopta următoarele măsuri în domeniul eficienţei energetice:
  1. a)utilizarea instrumentelor financiare pentru economii de energie, inclusiv contractele de performanţă energetică care prevăd furnizarea de economii de energie măsurabile; ...
  2. b)achiziţionarea de echipamente şi tehnologii ţinând seama cu prioritate de specificaţiile privind eficienţa energetică; ...
  3. c)accelerarea procesului de executare a auditurilor energetice riguroase la consumatorii industriali, la clădirile publice şi rezidenţiale, audituri certificate de organismele abilitate, urmate de măsuri de reducere a consumurilor energetice. ... Potenţialul naţional de economisire de energie, respectiv de reducere a pierderilor energetice este apreciat la 27-35% din resursele energetice primare (industrie 20-25%, clădiri 40-50%, transporturi 35-40%). La un consum anual de resurse energetice primare de circa 36 milioane tep/an, potenţialul de economisire este de circa 10 milioane tep/an, respectiv economii de circa 3 miliarde euro/an. Pentru a reduce intensitatea energetică în sectoarele cu consumuri energetice mari şi a îndeplini ţintele propuse atât în Strategia naţională în domeniul eficienţei energetice, cât şi în Planul de acţiune în domeniul eficienţei energetice aferent Directivei 2006/32/CE privind eficienţa la consumatorul final, se vor lua măsuri în următoarele direcţii: Industrie ● campanii de informare; ● acorduri voluntare pe termen lung în diferite sectoare ale industriei prelucrătoare; ● audituri energetice şi gestionarea eficienta a energiei; ● îmbunătăţirea eficienţei energetice prin susţinerea finanţării prin fondurile comunitare. Transporturi ● reducerea consumului de energie prin proiecte de modernizare a transportului feroviar de călători şi marfă; ● creşterea calităţii transportului în comun, în vederea utilizării acestuia în detrimentul transportului cu maşini particulare; ● extinderea transportului în comun prin noi trasee; ● eficientizarea traficului şi parcărilor; ● mijloace de transport în comun pentru salariaţi, asigurate de către societăţile economice beneficiare; ● o mai mare dezvoltare a mijloacelor de transport pe cale de rulare în cadrul transportului urban (tramvaie, troleibuze); ● mărirea eficienţei energetice a vehiculelor prin stabilirea de criterii minime de eficienţă; ● introducerea de normative care să susţină vehiculele cele mai eficiente şi nepoluante; ● utilizarea combustibililor gazoşi şi a biocarburanţilor în transporturi. Pentru realizarea măsurilor de mai sus, o componentă esenţială o reprezintă educarea populaţiei în vederea acceptării şi aplicării lor pe scară largă. Rezidenţial (consumul de energie finală în clădiri: încălzire, apă caldă şi iluminat): ● reabilitarea anvelopei prin măsuri de reabilitare termică a clădirilor, acordarea de sprijin financiar pentru proprietarii cu posibilităţi financiare reduse în vederea realizării lucrărilor de reabilitare; ● eficientizarea instalaţiilor termice existente; ● eficientizarea instalaţiilor de iluminat, utilizarea lămpilor cu consum redus; ● obligativitatea aplicării prevederilor directivei şi a standardelor europene de eficienţă pentru clădiri noi; ● îmbunătăţirea eficienţei energetice prin susţinerea finanţării utilizând fondurile comunitare; ● continuarea contorizării energiei termice la consumatorii finali; ● realizarea unui program naţional de educare energetică a populaţiei în şcoli şi mass-media pentru economisirea energiei, protecţia mediului şi utilizarea locală a unor resurse energetice regenerabile; ● stimularea funcţionării societăţilor de servicii energetice (ESCO). Sectorul public ● creşterea eficienţei şi reducerea consumului iluminatului public; ● creşterea eficienţei şi reducerea consumului instalaţiilor de alimentare cu apă; ● îmbunătăţirea eficienţei energetice la clădirile publice. Agricultura ● creşterea eficienţei şi utilizarea biocombustibililor la maşinile agricole; ● dezvoltarea de culturi energetice atât pentru producerea de biocarburanţi, cât şi pentru producerea de energie electrică şi termică în cogenerare; ● creşterea eficienţei energetice a irigaţiilor. Cogenerare ● promovarea cogenerării de înaltă eficienţă; ● identificarea şi valorificarea potenţialului naţional de cogenerare; ● auditare energetică a unităţilor de cogenerare; ● reabilitări şi modernizări ale instalaţiilor existente, pentru creşterea eficienţei şi reducerea impactului asupra mediului; ● construcţia de noi instalaţii de cogenerare, de înaltă eficienţă. Mecanismele financiare de susţinere a măsurilor menţionate privind eficienţa energetică sunt relativ limitate în România, fapt ce are un impact negativ în promovarea lor. Pentru a avea succes implementarea măsurilor prevăzute pentru aceste domenii este necesar un ajutor financiar materializat în subvenţii, reduceri de taxe, ajutoare de la firmele private antrenate în realizarea acestor planuri, dar şi împrumuturi în condiţii avantajoase de la bănci. Ajutoarele financiare care vor fi propuse pentru susţinerea acestui sector se vor acorda prin lege, cu respectarea condiţiilor legale privind ajutorul de stat. Realizarea măsurilor aferente Strategiei de eficienţă şi Planului naţional de acţiune vor conduce în anii 2010 şi 2016 la economiile de energie estimate în tabelul 4.5. Tabelul 4.5. Estimarea economiei de energie pe sectoare în anii 2010 şi 2016 Pentru realizarea ţintelor de eficienţă energetică se vor avea în vedere următoarele măsuri: ● creşterea eficienţei în utilizarea energiei electrice şi a gazelor naturale în industrie, realizarea unor proiecte demonstrative pentru atragerea de investiţii destinate modernizării echipamentelor şi utilajelor tehnologice; ● continuarea investiţiilor pentru reabilitarea sistemelor de alimentare centralizată cu energie termică din oraşe şi reducerea pierderilor de energie; ● realizarea Programului naţional de reabilitare termică a clădirilor de locuit existente, aprobat de Guvern; ● susţinerea Programului naţional de creştere a eficienţei energetice pentru perioada 2006-2010, asociat cu un mecanism de acordare a sprijinului financiar de la bugetul de stat şi bugetele locale; ● stabilirea unor nivele minime de eficienţă energetică în industrie, transporturi, construcţii, agricultură, servicii şi în sectorul rezidenţial; ● susţinerea programelor de eficienţă energetică prin alocare de fonduri de la Fondul român pentru eficienţa energetică; ● realizarea de proiecte şi zone demonstrative de eficienţă energetică; ● crearea cadrului legislativ necesar dezvoltării pieţei concurenţiale de servicii energetice; ● promovarea tranzacţionării certificatelor albe pentru stimularea investiţiilor în creşterea eficienţei energetice, în condiţiile dezvoltării unei practici europene în acest sens; ● promovarea acţiunilor de tip DSM (Demand Site Management); ● acordarea de stimulente fiscale şi financiare pentru realizarea proiectelor de creştere a eficienţei energetice, cu respectarea condiţiilor legale privind ajutorul de stat. Finanţarea investiţiilor care au ca obiectiv principal creşterea eficienţei energetice se pot realiza: - de la bugetul de stat şi bugetele locale; - pe baza unui contract de performanţă încheiat cu terţi; - pe baza unui contract de performanţă încheiat cu o companie de servicii energetice (ESCO); - prin credite bancare obţinute de la organisme finanţatoare externe (BM, BERD, BEI, JBIC) sau de la bănci comerciale; - prin cofinanţare din fonduri structurale. Promovarea utilizării resurselor regenerabile de energie Pentru susţinerea producerii energiei electrice din resurse energetice regenerabile, din anul 2005 a fost stabilit un mecanism de promovare bazat pe certificate verzi, prin care furnizorii achiziţionează certificate în cote obligatorii, proporţional cu volumul de energie electrică vândută consumatorilor. Au fost stabilite următoarele cote obligatorii, ca valori procentuale anuale din consumul brut de energie electrică: pentru anul 2006, 2,2%,pentru anul 2007, 3,74%, pentru anul 2008, 5,26%, pentru anul 2009, 6,78% şi, începând cu anul 2010, 8,3%. Măsurile avute în vedere pentru promovarea surselor regenerabile de energie sunt: ● creşterea gradului de valorificare, în condiţii de eficienţă economică, a resurselor energetice regenerabile pentru producţia de energie electrică şi termică, prin facilităţi în etapa investiţională, inclusiv prin facilitarea accesului la reţeaua electrică; ● perfecţionarea pieţei de certificate verzi, în vederea atragerii capitalului privat în investiţiile din domeniul surselor regenerabile; ● promovarea unor mecanisme de susţinere a utilizării resurselor energetice regenerabile în producerea de energie termică şi a apei calde menajere; ● utilizarea de fonduri structurale. Cele mai convenabile resurse regenerabile (în funcţie de costurile de utilizare şi volumul de resurse) şi tehnologii utilizate pentru producerea energiei electrice sunt centralele hidroelectrice, inclusiv microhidrocentralele, turbinele eoliene şi centralele cu cogenerare care utilizează biomasă, iar pentru producerea de energie termică sunt biomasa şi energia solară. În zonele rurale există o diversitate de forme de energie regenerabilă care pot fi utilizate în alimentarea cu energie a acestor zone sau a zonelor urbane: ● biomasa este principalul combustibil rural, fiind folosit mai ales pentru încălzirea spaţiului şi a apei, precum şi pentru gătit. Biomasa acoperă circa 7% din cererea de energie primară şi circa 50% din potenţialul de resurse regenerabile al României; ● energia geotermală, ce se poate utiliza pentru încălzirea spaţiului şi a apei. Datorită amplasării, principalul potenţial de folosire se află în zone rurale - locuinţe, sere, acvacultură, pasteurizarea laptelui - în amplasamente aflate la distanţe de până la 35 km de locul de extragere; ● energia solară, în special pentru prepararea apei calde menajere, rezultând o reducere a consumului de combustibilii fosili utilizaţi la încălzirea apei; ● microhidrocentralele pot reprezenta o opţiune de bază pentru alimentarea zonelor rurale neconectate la reţele de energie electrică; ● generatoarele eoliene pot de asemenea acoperi necesarul de energie electrică din zonele rurale greu accesibile, neelectrificate. În conformitate cu prevederile Strategiei de valorificare a surselor regenerabile de energie, necesarul de investiţii în perioada 2006-2015 este estimat la 1.800 milioane euro. Promovarea utilizării biocarburanţilor Ţintele stabilite în România în privinţa utilizării biocarburanţilor sunt următoarele: ● până la sfârşitul anului 2010, procentul de utilizare a biocarburanţilor din totalul conţinutului energetic al carburanţilor utilizaţi în transport va fi de cel puţin 5,75% (ţintă stabilită prin Directiva 2003/30/CE ); ● până în anul 2020, procentul de utilizare a biocarburanţilor va fi de cel puţin 10%, în condiţiile utilizării noilor generaţii de biocarburanţi. Ţinând cont de cantităţile de carburanţi utilizate anual şi de obligaţiile ce decurg din Hotărârea Guvernului nr. 1.844/2005, rezultă un necesar de biodiesel şi bioetanol de circa 300.000 tone pentru anul 2010. România are suficient potenţial de a furniza materie primă atât pentru biodiesel, cât şi pentru bioetanol astfel încât să fie atinse ţintele stabilite. De exemplu, potenţialul României de a furniza materie primă necesară pentru biodiesel, respectiv ulei vegetal (floarea-soarelui, soia, rapiţă), este de circa 500-550 mii t/an. Astfel sunt asigurate premisele atingerii ţintei de 10% biocarburanţi pentru anul 2020, calculate pe baza conţinutului energetic al tuturor tipurilor de benzină şi motorină utilizate în transport, respectiv atingerea ţintei cuprinse în pachetul de măsuri pentru energie aprobat de Consiliul European (martie 2007). Au fost întreprinse o serie de acţiuni menite să contribuie la promovarea utilizării biocarburanţilor şi a altor carburanţi regenerabili. În acest context se menţionează introducerea în prevederile Codului fiscal a scutirii de la plata accizelor pentru produsele energetice de tipul biocarburanţilor şi a altor carburanţi regenerabili. C. Măsuri specifice şi necesarul de investiţii în fiecare subsector C1. Subsectorul minier Subsectorul minier necesită luarea următoarelor măsuri în scopul corelării capacităţilor de producţie cu cererea de cărbune şi uraniu pentru producerea de energie electrică şi termică, prin: ● concentrarea producţiei în zonele viabile şi închiderea în condiţii de siguranţă a zonelor nerentabile; ● modernizarea şi reabilitarea echipamentelor din exploatările miniere de huilă şi lignit, viabile; ● susţinerea producţiei de huilă prin acordarea ajutorului de stat în baza Regulamentului nr. 1.407/2002; ● promovarea tehnologiilor noi şi modernizarea echipamentelor pentru exploatarea zăcămintelor de huilă, lignit şi uraniu; ● promovarea tehnologiilor de valorificare a gazului metan din zăcămintele de huilă; ● promovarea programelor de securitate a muncii şi zăcămintelor şi de sănătate a personalului din sectorul huilă, lignit şi uraniu; ● restructurarea financiară a operatorului din sectorul de huilă; ● punerea în exploatare a noi perimetre pentru valorificarea lignitului şi uraniului; ● intensificarea cercetării geologice pentru creşterea gradului de cunoaştere a zăcămintelor de cărbune şi uraniu şi punerea în valoare a acestora; ● închiderea minelor cu activitate oprită, reabilitarea suprafeţelor şi refacerea mediului natural afectat; ● reconversia forţei de muncă şi recrutarea şi formarea de personal calificat pentru acoperirea necesarului de forţă de muncă din sectorul de exploatare; ● revitalizarea economică a regiunilor miniere; ● analiza posibilităţii creării unei structuri organizatorice integrate comercial sau structural formată din exploatări huilă - termocentrale -hidrocentrale pentru producerea de energie electrică şi termică în judeţul Hunedoara; ● asigurarea desfacerii producţiei de cărbune prin contracte pe termen mediu şi lung, cu preţuri negociate în baza unor formule stabilite în funcţie de cotaţiile bursiere ale altor purtători similari de energie primară; ● asigurarea achiziţionării suprafeţelor de teren necesare dezvoltării exploatărilor de lignit; ● accesul pe pieţe financiare pentru asigurarea resurselor necesare modernizării şi reabilitării echipamentelor şi a retehnologizării exploatărilor miniere; ● accesul operatorilor minieri pe piaţa de capital; ● modernizarea şi mărirea capacităţilor de rafinare a uraniului în conformitate cu necesarul calitativ şi cantitativ de combustibil nuclear; ● alocarea prin bugetul de stat a sumelor necesare exploatării, preparării şi valorificării concentratelor tehnice de uraniu; ● alocarea prin bugetul de stat a sumelor necesare achiziţionării la stocul de siguranţă şi consum a concentratelor de octoxid de uraniu; ● alocarea prin planul naţional de cercetare geologică a fondurilor necesare creşterii gradului de cunoaştere a resurselor geologice identificate; ● evaluarea şi valorificarea resurselor minerale din haldele cu minereu sărac şi din iazurile de decantare; ● participarea în parteneriat pe pieţele externe la concesionarea de zăcăminte uranifere în vederea explorării şi exploatării acestora; ● finalizarea instalaţiilor de tratare a apelor uzate industrial în vederea încadrării în indicatorii de calitate impuşi prin NTPA 001/2002, până în anul 2010; ● asigurarea ajutorului de stat pentru uraniu, la nivelul prevederilor Tratatului Euratom. Necesarul de investiţii pentru perioada 2006-2020 se estimează la circa 2.200 milioane euro. C2. Subsectorul hidrocarburi În domeniul producţiei, transportului, distribuţiei şi înmagazinării gazelor naturale, ţiţeiului şi produselor petroliere vor fi luate următoarele măsuri: ● intensificarea cercetării geologice în scopul descoperirii de noi rezerve de ţiţei şi gaze naturale; ● reabilitarea şi dispecerizarea sistemelor de transport prin conducte al gazelor naturale şi ţiţeiului, implementarea sistemului de comandă şi achiziţie date în timp real (SCADA); ● creşterea siguranţei în aprovizionarea cu gaze naturale, prin diversificarea surselor de aprovizionare din import şi dezvoltarea unor noi interconectări cu sistemele de transport ale ţărilor vecine; ● creşterea capacităţii de transport pentru gazele extrase din platoul continental al Mării Negre; ● promovarea proiectelor de interconectare transfrontaliere: proiectul Nabucco (tranzitul gazelor naturale din zona Mării Caspice spre Europa de Vest prin România), interconectarea cu sistemul din Ungaria în zona Arad-Szeged, cu sistemul din Ucraina în zona Siret-Cernăuţi, cu sistemul din Bulgaria în zona Giurgiu-Ruse şi proiectul PEOP (conducta de transport ţiţei Constanţa-Trieste); ● perfecţionarea regulilor privind schimburile transfrontaliere de gaze naturale; ● creşterea capacităţilor de înmagazinare subterană a gazelor naturale, pentru preluarea vârfurilor de consum pe perioada sezonului rece, precum şi pentru creşterea gradului de siguranţă a alimentării cu gaze a consumatorilor. Măsurile şi acţiunile întreprinse de operatorii depozitelor de înmagazinare subterană a gazelor naturale au ca scop creşterea coeficientului de siguranţă în livrarea gazelor şi preluarea dezechilibrelor, la valori cât mai apropiate de cele practicate de ţările din Comunitatea Europeană; ● creşterea capacităţii de depozitare a ţiţeiului şi produselor petroliere, astfel încât să se atingă în anul 2011 valoarea de 2,8 milioane tone ţiţei, pentru asigurarea stocurilor minime pentru 67,5 zile, calculată pe baza creşterii prognozate a consumului intern; ● dezvoltarea sistemului naţional de transport, a reţelelor de distribuţie gaze naturale şi creşterea siguranţei în aprovizionare şi exploatare; ● îmbunătăţirea cadrului legislativ prin modificarea şi completarea Legii petrolului nr. 238/2004, Legii nr. 242/2005 privind desemnarea operatorului licenţiat al sistemului de transport prin conducte al produselor petroliere şi pentru consolidarea mediului concurenţial privind transportul produselor petroliere, Legii gazelor nr. 351/2004 şi Legii nr. 213/1998 privind proprietatea publică şi regimul juridic al acesteia, în sensul trecerii conductelor magistrale de transport al petrolului (ţiţei, gaze naturale, condensat şi etan lichid), a celor de transport produse petroliere, precum şi a terminalelor petroliere, împreună cu echipamentele şi instalaţiile aferente în proprietatea privată a statului şi apoi constituirea lor ca aport în natură al statului la capitalul social al operatorilor, precum şi a proiectului de lege privind măsuri pentru garantarea siguranţei aprovizionării cu gaze naturale; ● asigurarea condiţiilor de realizare a diversificării portofoliului de afaceri pentru societăţile din sectorul energetic, pentru creşterea performanţelor economice şi a competitivităţii companiilor; ● promovarea utilizării în instalaţii de înaltă eficienţă a biocarburanţilor, gazelor naturale lichefiate (GNL) şi gazelor petroliere lichefiate (GPL); ● întărirea capacităţii instituţionale a autorităţii de reglementare şi elaborarea legislaţiei secundare corespunzătoare pieţei de gaze naturale şi a serviciilor de echilibrare reziduală; ● echilibrarea săptămânală şi asigurarea condiţiilor pentru trecerea la echilibrarea zilnică a SNT; ● corelarea mecanismelor pieţei angro de gaze naturale cu cele ale pieţei angro de energie electrică în privinţa considerării dezechilibrelor; ● organizarea operatorului pieţei de gaze naturale şi a serviciilor de echilibrare reziduală; ● creşterea calităţii gazelor naturale furnizate din producţia internă şi asigurarea continuităţii în alimentare. C2.1. Necesarul de investiţii în domeniul gazelor naturale ● Lucrări de cercetare geologică pentru descoperirea de noi rezerve (circa 270 milioane euro) - se vor realiza circa 10 km de prospecţiuni seismice şi circa 50 km foraj de cercetare geologică până în anul 2010. ● Foraj de explorare şi punere în producţie de noi sonde (circa 160 milioane euro). Lucrările de cercetare geologică au fost şi sunt axate pe intensificarea lucrărilor de prospecţiune şi explorare pentru testarea noilor posibile acumulări de hidrocarburi, puse în evidenţă în anii anteriori prin lucrări de prospecţiune geofizică şi geochimică, concomitent cu evaluarea prin foraje a acumulărilor de gaze naturale descoperite în anii anteriori. De asemenea, se are în vedere ca toate acumulările noi puse în evidenţă, cu potenţial comercial, să fie cât mai repede puse în producţie. În perioada 2007-2010 vor fi intensificate lucrările de explorare geologică în perimetrele concesionate de explorare, prospecţiune şi deschidere şi se au în vedere atât identificarea şi concesionarea de noi zone de interes din punct de vedere al prezentei hidrocarburilor în România, cât şi executarea de lucrări petroliere în comun cu firme străine de specialitate, în cadrul unor contracte de explorare, dezvoltare, exploatare în zone de interes din afara României. ● Creşterea capacităţii de înmagazinare subterană (circa 500 milioane euro). Programul de dezvoltare a depozitelor de înmagazinare subterană a gazelor naturale are ca obiectiv prioritar atât intensificarea ritmului de dezvoltare a capacităţilor existente, cât şi crearea de noi depozite pentru zonele care se confruntă cu greutăţi în alimentarea cu gaze atât sezoniere, zilnice, cât şi orare, în vederea creşterii gradului de siguranţă în asigurarea cu gaze a tuturor consumatorilor în condiţii cât mai imprevizibile. Depozitele noi sunt programate a fi amenajate în zăcăminte semidepletate situate optim faţă de zonele deficitare şi în caverne de sare pentru zonele cu fluctuaţii zilnice şi orare ale consumului de gaze. Amplasarea acestor noi depozite se va face prin corelarea infrastructurii sistemului naţional de transport cu zăcămintele depletate selectate prin studii de prefezabilitate şi fezabilitate, situate cât mai aproape de marii consumatori şi de zonele cu variaţii mari de consum sezoniere, zilnice şi/sau orare, atât pentru zona Moldova, cât şi pentru zonele adiacente traseului proiectului Nabucco. Măsurile şi acţiunile întreprinse de operatorii depozitelor de înmagazinare subterană a gazelor naturale au ca scop creşterea coeficientului de siguranţă în livrarea gazelor, la valori cât mai apropiate de cele practicate de ţările din Comunitatea Europeană. Pentru a veni în întâmpinarea viitoarelor evoluţii ale pieţei de gaze şi realizarea echilibrului surse-cerere "Romgaz" acţionează, din punct de vedere al înmagazinării subterane, pe trei planuri: - dezvoltarea actualelor depozite sub aspectul creşterii capacităţii de înmagazinare şi a cantităţilor zilnice care urmează a fi extrase; - creşterea performanţelor şi flexibilitatea operaţională în depozitele existente; - identificarea de noi zăcăminte capabile să îndeplinească rolul de depozit de înmagazinare. Evoluţia previzionată a dezvoltării capacităţilor de înmagazinare subterană a gazelor naturale este prezentată în graficul 4.6: Graficul 4.6. Prognoza evoluţiei capacităţii de înmagazinare subterană a gazelor naturale Implementarea lucrărilor va determina o creştere a capacităţii de lucru şi a debitului de extracţie cu peste 50% până în 2012, costurile estimate fiind de circa 237 milioane USD (180 milioane euro) - tabelul 4.7. Tabelul 4.7. Creşterea capacităţii de înmagazinare a gazelor naturale şi investiţii necesare Pentru realizarea unor noi depozite de înmagazinare subterană a gazelor, în special pentru perioada 2012-2030, "Romgaz" a investigat şi va investiga mai multe zăcăminte de gaze din România. În funcţie de dezvoltările viitoare ale pieţei naţionale şi regionale de gaze naturale, de cerinţele potenţialilor clienţi, de sursele de gaze disponibile, "Romgaz" va fi în măsură, în condiţiile unui regim de reglementare corespunzător, să dezvolte capacitatea proprie de înmagazinare subterană astfel încât să satisfacă aceste cerinţe. ● Reabilitarea Sistemului naţional de transport gaze naturale (SNT) Obiectivele strategice privind dezvoltarea SNT au în vedere, în principal, următoarele lucrări de investiţii: - realizarea de conducte de transport, racorduri de înaltă presiune şi staţii de reglare-măsurare necesare pentru alimentarea cu gaze naturale a noilor distribuţii; - realizarea de conducte de transport aferente unor depozite de înmagazinare subterană a gazelor naturale; - modernizarea sistemelor şi a echipamentelor de măsurare gaze aparţinând S.N. "Transgaz" - S.A.; - dezvoltarea unor noi capacităţi de comprimare şi modernizarea staţiilor existente; - valorificarea potenţialului energetic al gazelor naturale din SNT rezultat prin destinderea acestora; - modernizarea staţiilor de reglare-măsurare şi a nodurilor tehnologice; - modernizarea şi automatizarea staţiilor de protecţie catodică; - modernizarea sistemelor de odorizare şi de înlocuire a odorantului utilizat; - modernizarea nodurilor tehnologice, a SRM, a SCG, în sensul dotării cu elemente pentru automatizare şi control de la distanţă conform cerinţelor unui sistem SCADA modern; - realizarea de staţii de amestec gaze în vederea menţinerii puterii calorifice impuse; - elaborarea unui studiu de fezabilitate privind realizarea unui terminal de GNL la Marea Neagră; - analiza de soluţii privind preluarea vârfurilor de consum prin utilizarea GPL. Obiectivele pe termen mediu (până în anul 2013) sunt prezentate în tabelul 4.8. Tabelul 4.8. Dezvoltarea pe termen mediu a SNT Pe termen lung (până în anul 2020) se preconizează: - continuarea lucrărilor de reabilitare a instalaţiilor aferente SNT, astfel încât la nivelul anului 2018 să fie reabilitate toate conductele cu durată normală de funcţionare depăşită; - adaptarea capacităţii SNT la necesităţile pieţei; - mărirea capacităţii de transport în zonele în care se înregistrează un ritm de creştere a gradului de industrializare; - corelarea cu strategiile producătorilor interni de gaze naturale. Obiectivele pe termen lung, precum şi costurile aferente sunt prezentate în tabelul 4.9. Tabelul 4.9. Dezvoltarea pe termen lung a SNT ● Realizarea de noi interconexiuni pe gaze naturale Pe termen mediu (2007-2013) se prevăd: - realizarea unei conducte pentru interconectarea SNT cu sistemul de transport din Bulgaria, în zona Russe-Giurgiu; - continuarea lucrărilor pentru finalizarea conductei Szeged (Ungaria) - Arad (România), pentru eliminarea dependenţei de o sursă unică de gaze şi racordarea SNT la reţeaua de gaze europeană; - realizarea unui nou punct de import, în zona localităţii Negru Vodă, pentru alimentarea cu gaze naturale a Dobrogei. Tabelul 4.10. Dezvoltarea capacităţilor de interconexiune gaze naturale pe termen mediu (2007-2013) În vederea dezvoltării capacităţilor de interconexiune gaze naturale pe termen lung (până în 2020) se prevăd: - realizarea de noi interconectări între sistemele de transport din România şi din Ucraina; - realizarea interconectării între sistemele de transport din România şi Republica Moldova, în condiţiile de dezvoltare a depozitului subteran de la Mărgineni; - realizarea de conducte de transport pentru creşterea capacităţii de transport a gazelor din import cu impact în optimizarea regimurilor tehnologice şi fluxurilor de gaze în SNT. ● Dezvoltarea activităţii de tranzit şi transport interstatal al gazelor naturale pe teritoriul României În vederea dezvoltării pe teritoriul României a activităţii de tranzit şi transport interstatal a gazelor naturale, sunt avute în vedere următoarele acţiuni pe termen mediu (2007-2013): - dezvoltarea capacităţilor de tranzit a gazelor din Federaţia Rusă spre Turcia şi Macedonia, respectiv transportul interstatal spre Bulgaria şi Grecia, prin realizarea următoarelor obiective: - realizarea staţiei de comprimare gaze Cogealac; - reabilitarea conductei de tranzit DN 1000 mm; - reabilitarea conductelor de subtraversare a fluviului Dunărea, în zona Isaccea; - implementarea unui sistem modern de achiziţie, transmitere date şi comandă la distanţă. Tabelul 4.11. Dezvoltarea pe termen mediu a infrastructurii necesare tranzitului gazelor naturale pe teritoriul României Pe termen lung (până în anul 2020), pentru dezvoltarea infrastructurii necesare tranzitului şi transportului interstatal de gaze naturale, se prevede realizarea pe teritoriul României a unor capacităţi de tranzit integrate în coridorul de transport al gazelor din regiunea Mării Caspice spre vestul Europei. ● reabilitarea şi dezvoltarea reţelelor de distribuţie a gazelor. În perioada 2006-2009 se au în vedere următoarele acţiuni: - înlocuirea conductelor şi a branşamentelor cu durată de viaţă expirată - circa 500 km/an; - dezvoltarea/extinderea reţelelor de distribuţie; - înfiinţarea de distribuţii locale noi; - modernizarea instalaţiilor şi echipamentelor din dotare. Prin contractele de concesiune a serviciilor de distribuţie gaze naturale, semnate între Ministerul Economiei şi Comerţului (în prezent MEF) şi EON Ruhrgas (acţionar majoritar la E-ON Gaz România), respectiv Gaz de France (acţionar majoritar la S.C. "Distrigaz Sud" - S.A.), se prevede, pentru următorii 8 ani, realizarea unui program minim de investiţii de circa 300 milioane euro pentru fiecare din cele două societăţi. C2.2. Necesarul de investiţii în domeniul petrolier Necesarul de investi

Explicație AI pe baza textului oficial al legii. Orientativă, nu înlocuiește consilierea juridică.