ANEXĂ nr. 0/2003

---------- Notă

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

ANEXĂ")

*)

Anexa

este

reprodusă

în

facsimil.

I. Privire de ansamblu asupra sectorului energetic din România - PREZENT 'I VIITOR

. 4

II. Asigurarea resurselor energetice

.. 9

III. Modelul de piață energetică în România

. 11

IV. Politica energetică în România

.. 13

IV.1 Energia competitivă - baza unei economii competitive

.. 13

IV.2 Rolul autorității de reglementare și al operatorului de piață

. 15

IV.3 Investiții și privatizare prin participarea de capital privat și investitori strategici 21

IV.4 Politica de prețuri și protecția socială

27

V. Mediul

. 35

VI. Restructurarea sectorului de producere a energiei electrice și operarea producătorilor pe piață

36

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

.. 38

VI.2 Programul de închidere a centralelor

. 39

VI.3 Siguranța nucleară

.. 39

VI.4 Programul de electrificări

41

VII. Piața regională de energie electrică

. 43

I. PRIVIRE DE ANSAMBLU ASUPRA

SECTORULUI ENERGETIC DIN ROMÂNIA:

PREZENT ȘI VIITOR

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

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

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

Foaia de parcurs pune accent pe probleme ca:

• Cererea de energie electrică din România, pe termen scurt, mediu și lung, care accentueaza nevoia economisirii energiei; • Modelul de piață și structura pieții, îmbunătățirea cadrului legal și de reglementări, precum și reformele care trebuie să fie implementate pentru a răspunde cerințelor acquis-lui comunitar și care să facă posibil ca piața română de energie electrică și gaze naturale să fie o piață competitivă în fața forțelor pieții din cadrul Uniunii Europene - prin întărirea mecanismelor competitive de piață prin metode, reguli și reglementări stabile și transparente care să fie implementate de către autoritățile de reglementare și operatorii comerciali. În această ordine de idei, au fost identificate mecanismele și problemele importante care să fie rezolvate; • Progresele înregistrate în reforma întreprinderilor publice în domeniul energetic, completate cu planuri de finalizare a restructurării lor; •

Adaptarea cadrului de reglementare în vederea întăririi siguranței în fumizare într-un cadru care să asigure compatibilitatea cu mecanismele de piață; • Reducerea și eliminarea asimetriilor între mecanismele de piață în funcțiune în prezent și prevederile Directivelor Uniunii Europene, care dacă nu s-ar aborda ar putea duce la crearea unor distorsiuni considerabile pe piața interna; • Accelerarea privatizării în sectorul de distribuție a energiei electrice și a gazelor naturale, precum și în cel de producere a energiei folosind soluții flexibile cum ar fi parteneriatul public, concomitent cu programele de închidere sau lichidare a capacităților energetice neviabile; • Delimitarea precisă a investițiilor necesare ca investiții publice și/sau private.

NEVOIA DE DEZVOLTARE A SECTORULUI ENERGETIC

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

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

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

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

• susținerea programelor de dezvoltare a țării •

nevoia de a îmbunătăți eficiența energetică, protecția mediului și utilizarea optimă a resurselor.

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

1. Evolutia PIB. Guvernul României, prin politica sa, susține creșterea accelerată a PIB în vederea realizării obiectivului strategic de reducere a decalajului economic dintre România și țările Uniunii Europene. Ca urmare, s-au luat în considerare două scenarii de creștere a PIB până în anul 2015:

Realizat 2000-2001 2002-2005 2006-2010 2011-2015

Valoare medie 2002 - 2015

Scenariu de bază 5.2% 5.1% 6.0% 5.2% 5.46%

Scenariu alternativ 4.4% 5.5% 4.8% 4.90%

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

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

2. Intensitatea energetică.

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

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

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

Intensitatea energetică ( tone combustibil conventional /1000 USD PIB)

1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999

România:

a) b) 1,33 0,66 1,21 0,61 1,06 0,53 1,07 0,41 1,02 0,39 0,92 0,35 0,88 0,34 0,89 0,34 0,99 0,38 0,96 0,83

UNIUNEA EUROPEANĂ 0,19 0,19 0,19 0,18 0,19 0,18 0,19 0,18 0,17 0,16 0,15

Pentru România sursa de informare este ISPE

a) consumul final de energiei PIB 97

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

anul 1989 a fost calculat la același ppc ca 1990

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

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

• scăderea contribuției industriei la totalul PIB de la 40,5% în 1990 la 33,2% în 1996 și la 25,23% în 2000; • creșterea ponderii serviciilor.

În strategia de eficientizare energetică au fost incluse ținte specifice pentru viitor de reducere a emisiilor de căldură și a intensității energetice.

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

În strategia privind eficiența energetică este prevăzută următoarea prognoză a intensității energetice:

8

STRUCTURA PRODUCTIEI BRUTE DE ENERGIE ELECTRICA IN PERIOADA 2003 „ 2015

80,00 ···.-------.- -- ---

70,00

72,9

I 60,00

56,1

l!!ICentrale electrice de termoficare hidroca.rburi

·--56,7 ---,.. 56,3

--- !!!ICentrale electrice de termoficare huila

I o 4:<

'a;

!

- e

50 00 \. ··-- I

0,93

l!!ICentrale electrice de termoficare •

lignit

B Centrate termoelectrice de condensatie • huila

40 00 1.

C) • '

(I) s

'0

!'CI Centrale termoeleetrice de condensatie hidrocarburi

.a 2

e

:,

30,00 i

-- •

!!li Centrale termoelectrice

de

condensatie- llgnît

0. 20,00

I •

10,00

0,00

An 2003

An 2004

An 2005

An 2010

An 2015

l!!ICentrale nuclearoelectrice

li Centrale hidroelectrice

III. MODELUL DE PIATA

ENERGETICA

" IN ROMA "

NIA

Abordarea dezvoltării sectorului Energetic și de Eficiență Energetică în România este bazată pe obiective pe termen lung care reflectă cererile economiei naționale referitoare la:

• asigurarea resurselor energetice și a siguranței energetice • eficiență energetică • utilizarea resurselor regenerabile • protecția mediului. Pentru a respecta principiile de bază menționate mai sus și armonizarea cu aquis-ul comunitar, structura energetică și modelul de piață energetică prezentate în această Foaie de Parcurs sunt orientate către o piață total competitivă. Piața competitivă este formată din: •

contracte bilaterale liber negociate

între producătorii interni și consumatorii eligibili sau cu alți furnizori care vând energie electrică consumatorilor eligibili. Eligibilitatea va crește gradual până la deschiderea totală a pieței. Pe această piață, consumatorii eligibili, furnizorii de energie și chiar companiile de distribuție vor avea posibilitatea să comercializeze energie electrică direct, la prețuri liber negociate sau stabilite pe piața spot; • contracte negociate încheiate de producători și auto-producători cu companiile

de distribuție și de fumizare; • tranzacții pe piață cu o zi înainte; • contracte de export, negociate direct de producător cu clienți din afară; • utilizarea rețelelor, este asigurată în România prin reglementarea accesului nediscriminatoriu al terților, atât la rețeaua de transport, cât și cea de distribuție, pe bază de tarife publicate. Atât participanții la piață existenți, cât și cei noi beneficiază de tratament transparent și nediscriminatoriu, inclusiv în ceea ce privește accesul reglementat la rețelele de transport și de distribuție. Conectarea la rețele este serviciu public obligatoriu.

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

piata competitivă,

piata reglementată.

Rolul pieței reglementate

este de a asigura tranzacțiile corelate, dintre producătorii și furnizorii consumatorilor captivi, corespunzătoare consumului final al consumatorilor captivi. Prețurile pe această piață reglementată sunt stabilite în scopul acoperirii costurilor și a unui nivel al profitului rezonabil. Cantitatea de electricitate tranzactionată reglementată va fi diminuată în mod gradat, în corelare cu deschiderea pieței și creșterea competiției pe piață.

Pe piața reglementată tranzacțiile cu energie electrică se fac pe bază de contracte reglementate (cu prețuri reglementate și cantități determinate).

Pe piața reglementată se încheie următoarele contracte:

- contracte de portofoliu între principalii producători (cu prețuri și cantități stabilite de reglementator); - contracte pentru energie electrică produsă în cogenerare (cu cantități și prețuri reglementate); - contracte pe termen lung cu cantități reglementate, contracte "must run - must take" încheiate de Nuclearelectrică pentru întreaga producție a centralei nucleare.

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

- Primul nivel al pieței

cuprinde (I) contractele bilaterale ( reglementate) între producători și distribuitori/furnizori licențiați; (II) contracte bilaterale (negociate) între producători și furnizori/consumatori eligibili acreditați. În perioada 2003-2004, contractele inițiale și contractele de opțiune inițială vor fi dezvoltate, finalizate și puse în practică, <lupa consultări cu toate părțile implicate. Din 2005 aceste contracte vor înlocui contractele de portofoliu actuale, care vor fi valabile încă 5 ani și vor avea cantități reglementate diminuate stabilite în funcție de deschiderea pieței ( (din 2007 piața va fi deschisă în totalitate). După deschiderea totală a pieței, prețurile reglementate la energie vor fi aplicate doar consumatorilor care nu își exercită dreptul de ieși pe piață și preferă să rămână fixați la tarifele reglementate. Tranzacțiile la acest prim nivel vor fi testate pe parcursul anului 2004 și vor fi aplicate comercial începând cu 2005. - Al doilea nivel al pieței este alcătuit din (I) tranzacții cu o zi înainte ( pentru ziua următoare) care vor permite producătorilor, furnizorilor și distribuitorilor/furnizorilor licențiați să-și ajusteze pozițiile contractuale stabilite anterior, în primul nivel al pieței; (II) tranzacțiile serviciilor de sistem între producători și operatorul de sistem ( Transelectrică); și (III) tranzacții în timp real pe piața de echilibrare între operatorul de sistem (Transelectrică) și producători și/sau furnizori.

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

Producția reglementată de energie hidro va fi fumizată fără discriminări către toți distribuitorii/furnizorii licențiați și furnizori, prin intermediul Bursei de Energie (Capitolul VII din prezenta Foaie de parcurs).

I

Phare 200 1

Simulator

Contracte futures, opțiuni etc.

Pltare 2002

{Implicit - cu pregătire

investitionafa Phare 2001)

în

Casa de clirin

Re2uli, Reglementări

Phare 2002 (Cliring implicit) (Cu pregătire investitionala în Phare 2001)

Phare 2000 - Investiție (Alstom)

COMITETUL DE COORDONARE A PIETEI

ENERGIEI

Consultanta în regim

„Twinning" - Banca Mondială (cu livrarea simulatorului pieței și actualizarea ulterioară a software-ului sistemului

de

tranzacționare și settlement, conform evoluției pieței)

ANEXA A

IMAGINE DE ANSAMBLU

privind alocarea sarcinilor principale în

proiectele

OPCOM

Cu fnregistrarea tuturor contractelor și „settleme11t" pentru toate tranzacțiile

IT:

IT:

Contracte initiale „Vesting"

Reguli, Reglementări

SIMULATOR

POWER EXCHANGE (settlement)

Contracte de capacitate

Re2uli 1

Re2Iernentări

SIMULATOR

POWER EXCHANGE

Contracte bilaterale

Reguli, Reglementări

SIMULATOR

POWER EXCHANGE (settlement)

Re2Jementare hidro

Re2uli. Re!!lementări

SIMULATOR

POWER EXCHANGE

Piața spot

I „Cu o zi înainte" 11 Aiustare"

Reguli, Reglementări

Re2uli, Re!!lementări

SIMULATOR

POWER EXCHANGE

SIMULATOR

POWER EXCHANGE

Piața de echilibrare

Administrată cu o zi înainte de Operatorul de

Piață,

Orizont

I Administrată în timp real de Operatorul de Sistem 1

Orizont II

Reguli, Reglementări

Reguli, Reglementări

SIMULATOR

POWER EXCHANGE

SIMULATOR

Servicii de sistem

Reguli, Reglementări

Cuantificarea riscului și mecanisme de garantare inclusiv cliring}

Reguli, Reglementări

PIATA

FIZICĂ

PIAȚA FINANCIARĂ

LEGENDĂ:

Proiecte

Ph are

Proiect Banca Mondiali,

Phare 2002 (Cu pregătire investitionala în Phare 2001)

19

Modul prol!noză

IV.3 INVESTIȚII ȘI PRIVATIZARE PRIN PARTICIPAREA DE CAPITAL PRIVAT ȘI INVESTITORI STRATEGICI

NEVOIA DE INVESTIȚII

În scopul asigurării energiei și eficientizării Sistemului Energetic Național, în România sunt necesare investiții pe scară largă

pentru modernizare și reconstrucție, pentru extinderea capacităților existente și realizarea de noi capacități.

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

- În domeniul termo

mai mult de 32% din echipamente au vechime mai mare de 30 de ani și 50% au o vechime între 20-30 de ani. În acest sector, numai 2, 7% din capacități au sub 1O ani vechime. - In sistemul de producere hidro 24% din echipamente au mai mult de 30 de

ani vechime, 51% mai mult de 20 de ani și numai 13% au peste 1O ani vechime. - În ceea ce privește Sistemul de Transport al Gazelor Naturale, 64% din totalul lungimii conductelor de transport sunt mai vechi de 25 de ani. De asemenea, 29% din stațiile de reglare - măsurare au depășit durata de viață normată. Rețelele de distribuție

operate de principalele companii de distribuție (Distrigaz Sud București și Distrigaz Nord Târgu Mureș) se găsesc în aceeași situație dificilă: 46% din rețelele de distribuție sunt mai vechi de 15 ani.

ABORDAREA STRATEGIEI PENTRU DEZVOLTAREA SECTORULUI DE ENERGIE ELECTRICĂ ȘI GAZE NATURALE

ELECTRICITATE

În Anexa 1 sunt prezentate cerințele de investiții în toate sectoarele de energie, începând cu cerința de asigurare a fumizării cu energie.

Construirea de noi capacități s-a stabilit având la bază și un program paralel de închidere a capacităților neviabile; situația de ansamblu fiind următoarea:

-inMW

Sector 2003-2005 2006-2010 2011-2015

Capacități Ilot

Capacități de închis

Capacități noi

Capacități de închis

Capacități noi

Capacități de închis

Hidro: -capacități noi -reabilitare 129Mw: - 200Mw: - 200Mw: - 99Mw 30Mw 200Mw - 200Mw - Termo: -capacități noi -reabilitare 555Mw: 1280Mw 3505Mw: 2185Mw 710Mw:

o - 555Mw 1445Mw 2060Mw 500Mw 210Mw

Nuclear 700mW 707Mw - Total 1284Mw 1280Mw 4412Mw 2185Mw 1617Mw

În Anexa nr. 1 la prezenta, este detaliată o listă a capacităților noi și a celor care trebuie modernizate, precum și lista capacităților care trebuie retrase din funcțiune.

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

În ierarhizarea proiectelor pe aceste principii, rezultă următoarea ordine:

• Energie nucleară: la Cernavodă Grupul 2 (707Mw), iar ulterior Grupul nr.3 (707Mw). Sectorul nuclear reprezintă sectorul care în viitor va trebui să asigure în mare parte acoperirea nevoilor de consum suplimentar. Energia nucleară repezintă una din cele mai eficiente forme de producere a energiei și, care asigură, în același timp, o reducere a dependenței de sursele de materii prime energetice din import. • Producția suplimentară de enegie hidro: care este estimată la o capacitate de 500-900Mw, economic fezabilă. •

Reabilitarea unor unități termo existente, și/sau realizarea de capacități noi folosind lignit și huilă.

Reabilitările avute în vedere sunt cele la care costurile de modernizare sunt mai mici cu 50% decât costul de realizare de capacități noi cum sunt cele de la Turceni, Rovinari, Ișalnița, Deva-Mintia. (în cazul în care costurile cu reabilitarea depășesc 50% din costul unei noi unități se impune realizarea unei noi capacități care are avantajul unei perioade de exploatare mai mari decat unitatea reabilitată). Proiectele de reabilitare ar putea reprezenta 35- 45% din totalul capacităților noi pentru sistem. • Turbinele pe bază de gaz cu ciclu combinat 15% din totalul energiei se prevede a se realiza pe bază de gaz.

In tabelul de mai jos este făcută o scurtă prezentare a efortului investițional necesar întregului sector energetic și o definire preliminară a surselor de investiții.

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

Sector 2003-2005 2006-2010 20111-2015

Total

Total, dintre care:

Surse de investitii

Total, dintre care:

Surse de investiții

Total, dintre care:

Surse de investiții

Private

Companii de stat

Private

Companii de stat

Private

Companii de stat

Producere energie termică 1595 400 1195 1588 800 788 300 200 100 3485

Producere hidro 450 100 350 500 150 450 660 300 360 1610

Producere nuclear 480 - 480 1046 400 646 360 100 260 1886

Transport 491 - 491 234 - 234 341 - 341 1266

distributie* 628 428 200 727 727 - 885 885 - 2240

Total 3644 928 2716 4095 2077 2018 2764 1485 1261 10485 * companiile de distribuție vor fi privatizate

Costurile de mediu sunt estimate la 10% din total efort investitional. Pentru ca sectorul energetic din România să fie atractiv pentru capitalul privat și investitorii strategici este necesar un proces continuu de reformă și restructurare. Este, de asemenea, foarte important să se promoveze o programare corespunzătoare a investițiilor spre sectorul privat, pornind de la cele mai viabile proiecte, care să reprezinte proiecte de succes și să asigure astfel încurajarea investitorilor și pentru alte proiecte, într-o piață care are un cadru de reglelmentări stabil și transparent, bazat pe un model de piață competitiv. Noile mecanisme de contractare descrise în această Foaie de Parcurs sunt concepute pentru a satisface așteptările investitorilor și să asigure astfel limitarea contractelor de termen lung de tip PPA, acestea urmând a fi promovate pe bază selectivă și numai dacă nu încalcă Directivele Uniunii Europene referitoare la costurile îngropate și subvențiile de stat.

GAZUL NATURAL De asemenea, s-a tăcut o estimare a cerințelor de investiții în sectorul gazelor naturale, până în anul 201O: - în milioane dolari

Sector 2003-2005 2006-2010

Total

Total, dintre care:

Surse de investitii

Total, dintre care:

Surse de investitii

Private

Companii de stat

Private

Companii de stat

Pentru prospecțiuni și foraje, dintre care: 626 405 191 30 221 191 30 405 620 340 280 1.246 -Romgaz -Petrom * -altii 405 280 300 40 300 40 280 685 491 70

Pentru rețeaua națională de transport 172 120 52 305 305 - - 477

Pentru rețeaua de distribuție * 910 910 - 1260 1260 - 2170

Pentru depozite subterane 88 40 48 517 200 317 605

Total. 1.79. 6. 1291 50. 5 2.702 2105 597 4.498 * Petrom ș, cele doua V campam, de d1stnbuț1e vor ft pnvat,zate Industria gazelor naturale are în față două ținte importante legate de asigurarea fumizării: •

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

Capacități subterane de stocare în mld. metri cubi 2000 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 1,3 2,5 3,23 4.05 5.0 5.8 6,3 6,5 6,55

- diversificarea surselor de fumizare a gazului. În acest scop, au fost prevăzute următoarele actiuni: - interconecta ' rea sistemului românesc de conducte de transport cu rețeaua europeană. Conducta de conectare Szeged Arad se află actualmente în curs de implementare. - înlesnirea accesului Europei la gazul Caspic și al Orientului Mijlociu.

Un acord preliminar a fost încheiat între țările interesate, și anume Turcia, Bulgaria, România, Ungaria și Austria. Pe baza acestui acord, s-a întreprins un studiu de fezabilitate, parțial finanțat de Uniunea Europeană și condus de un consultat selectat.

PRIVATIZARE

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

- tuturor activităților în aval, în sectorul de electricitate, respectiv cele 8 companii de distribuție și, în sectorul gazelor naturale cele 2 companii de distribuție gaze; - activităților de producere a energiei, începând cu cele mai fezabile.

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

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

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

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

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

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

• atragerea de investiții necesare pentru asigurarea de surse energetice eficiente, sigure și cu impact scăzut de mediu; privatizarea va fi efectuată în principal prin atragerea de capital privat în capitalul propriu al societăților, combinată cu vânzarea de pachete suplimentare de acțiuni; •

atragerea de investitori strategici în cadrul companiilor publice, care reprezintă succesul operațiilor și asigură implementarea unui management modern; Procesul de privatizare în domeniul energetic va fi făcut, astfel încât, să corespundă următoarelor cerințe: • succesiunea cronologică bine definită; • asigurarea transparenței procesului prin apelarea la consultanți internaționali selectionați; • crearea capacității manageriale necesare în concordanță cu piața. PROGRAMUL DE PRIVATIZARE Guvernul României a aprobat următorul program de privatizare: •

pentru distribuția de energie electrică într-un ritm de 2 distribuții pe an; anul acesta va fi finalizată privatizarea societăților Electrică Banat și Electrică Dobrogea, iar în 2004 alte două companii de distribuție se vor afla în proces de privatizare; • pentru cele două companii de distribuție a de gazelor naturale, Distrigaz Nord și Distrigaz Sud, s-au semnat contractele de consultanță și s-a demarat privatizarea; •

din 2000 până în prezent, au fost înființate mai multe companii private în sectorul gazelor naturale (14 companii de distribuție și 1 de înmagazinare). Toate aceste companii au solicitat ANRGN și au obținut licențele necesare (Anexa 1 referitoare la "Participanții la piața gazelor naturale"). • în domeniul gazelor naturale au fost acordate: 79 autorizații de înființare a distribuției de gaz; 51 autorizații de funcționare a distribuției de gaz; 40 licențe pentru distribuție 1 licența de dispecerizare 42 licente de fumizare - 2 licențe ' de înmagazinare - 1 licență de transport - 1 licentă de tranzit. • privatiz ' area sectorului de producție termo va debuta cu cele mai atractive unităti: Turce ' ni și Rovinari (pe lignit) pentru care, pe baza unor fonduri asigurate de USAID - s-a demarat programul de consultanță; centrala Iernut este următoarea; •

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

'

IV.4 POLITICA DE PREȚURI ȘI PROTECȚIA SOCIALĂ

POLITICA DE PREȚURI ȘI TARIFE

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

respectiv:

• Prețurile la energie (gaze naturale și electricitate) sunt stabilite: - pentru consumatorii eligibili, pe baza negocierilor libere, bazate pe competiție urmărind tendința de deschidere a pieței; - pentru consumatorii captivi, prețurile sunt reglementate, în conformitate cu costurile justificate economic, plus o marjă de profit. • Tarifele pentru distribuție și transport sunt reglementate în conformitate cu costurile justificate economic, plus o marjă de profit. • Subvenția încrucișată se elimină • Pentru categoriile de consumatori cu probleme sociale (consumatori cu venituri mici) se va introduce un mecanism de subvenționare directă de la buget EVOLUȚII ÎNREGISTRATE ANTERIOR LA PREȚURI SI TARIFE

Prețul energiei electrice,

pentru consumatorii finali a înregistrat creșteri de 3,6%/lună în perioada octombrie 2001 - martie 2002, iar începând cu luna aprilie 2002 prețul la energie electrică a crescut cu 14% pentru a acoperii variațiile determinate de inflație. În iulie 2002 prețul la energie a crescut cu 1,5%. În perioada octombrie 2002 - ianuarie 2003 s-a aplicat o ajustare de preț pentru a acoperi inflația în așa fel încât prețul în USD să rămână la nivelul lunii iulie 2002. În acest cadru prețul energiei termice fumizate de Termoelectrică a fost stabilit la 20$/gcal începând cu luna iulie 2002.

Au fost diferențiate prețurile la consumatori astfel: - 50,4$/Mwh pentru consumatorii captivi - 46,7$/Mwh pentru consumatorii industriali - 64, 1 $/Mwh pentru consumatorii casnici

La gazul natural:

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

EVOLUTII VIITOARE Pornind de la nevoile de investiții pentru realizarea de capacități noi de producere a energiei inclusiv modernizarea, precum și de la cheltuielile de investiții care apar ca urmare a nevoii de aliniere la cerințele de mediu, se estimează că costul de producție al energiei electrice va crește. În anexa nr.l sunt prezentate tabele de creștere a costurilor și graficele aferente până în anul 2015, la care vor trebui adăugate costurile de finațare și profitul așteptat de investitor. În costurile respective au fost incluse amortizările, costul materiilor prime inclusiv creșterile de preț la materiile prime energetice proiectate în aceeași anexă, costurile cu manopera și costurile fixe. Evoluția politicii de prețuri pe fiecare segment - gaze naturale și energie electrică - pe termen scurt, mediu și lung este evidențiată în anexele pentru electricitate (Anexa 2) și, respectiv, gaz (Anexa 3). Principalele caracteristici pentru fiecare perioadă poate fi rezumată după cum urmează: (implementarea realizată în perioada precedentă nu se va repeta în cea următoare, fiind considerată pe deplin validă). Perioada 2003 - 2004 Electricitate Prețurile la electricitate pentru producători vor fi: - libere, bazate pe competiție și negociere între producătorii și consumatorii eligibili; reglementate, pentru consumatorii captivi, aprobate de autoritatea de reglementare; ANRE va menține obligația filialelor Electrică să preia energia electrică din cogenerare, corespunzătoare energiei termice livrate consumatorilor de energie termică rezidențiali, la prețuri reglementate. ANRE va transpune sau adapta metodologiile Consiliului Reglementatorilor de energie al Uniunii Europene privitoare la tariful transfrontalier. Din 2004 se va institui, în regiunea Balcanică, un mecanism CBT (Cross Border Trade), care există deja în țările din Europa Occidentală; Având în perspectivă armonizarea cu Directivele Uniunii Europene,, metodologia ANRE de stabilire a prețurilor reglementate la achiziționarea de energie electrică produsă de producători independenți și auto-producători va fi extinsă și în cazul energiei electrice din surse regenerabile. Având în vedere costurile ridicate pentru producerea acestui tip de energie, ANRE va studia posibilitatea subvenționarii ei de la bugetul național/local sau va contura o formulă financiară stimulativă pentru aceste cazuri.

Tarifele de transport si distribuție: Având în vedere caracteristica acestor activități, și anume de monopol natural, atât tarifele de transport cât și cele de distribuție vor fi tarife reglementate, bazate pe următoarele principii, care dau mai multă stabilitate și transparență procesului: - până la sfarșitul anului 2003, tarifele pentru transport și distribuție vor fi reglementate în baza costurilor justificate plus profitul. La sfârșitul anului 2003, se va încheia evaluarea mijloacelor fixe ale companiilor de distribuție și de transport. - în 2004, în baza evaluării menționate mai sus și a stabilirii mai reprezentative a costurilor istorice, se va implementa mecanismul ROR (rata de recuperare a investiției). - 2005, ținta o reprezintă implementarea mecanismului "price-cap" (indexul CPI-X). - ANRE va stabili tarifele pentru serviciile auxiliare bazate pe costurile de producție.). - ANRE va determina mecanismul pentru intemalizarea costurilor externe pentru protecția mediului. - Politica tarifelor preconizează ca până la finele perioadei de tranziție să fie înlăturate tarifele monome la consumatorii finali. - Luându-se în considerare structura activităților în sectorul energiei electrice, pentru serviciile de transmisie și distribuție se intenționează să se introducă o nouă componentă în tarif - cererea contractată sau capacitatea contractată.

Energie termică Consumatorii rezidențiali de energie termică vor continua să platească un preț național de referință, care va fi adaptat permanent prețului la combustibil. În același timp, primăriile vor realiza studii pentru optimizarea variantelor de încălzire din cadrul comunitatilor lor. Consumatorii de energie te ' rmică ce au venituri scăzute, vor primi în continuare subvenții. Gaze naturale •

Prețurile gazelor naturale sunt stabilite în scopul de a acoperi costurile de operare și, de asemenea, pentru a crea sursele de finanțare ale investițiilor viitoare. Prețurile gazelor naturale se stabilesc:

o pentru consumatorii eligibili - prin negociere

o

pentru consumatorii captivi- sunt reglementate și aprobate de către ANRGN •

Tarifele de transport, distribuție

si înmagazinare sunt tarife reglementate, aprobate de ANRGN și ANRM și apoi publicate, la stabilirea lor luându-se în considerare costurile justificate, la care se adaugă profitul aferent activității respective.

ANRGN implementează o nouă metodologie de prețuri și tarife, diferențiate pe categorii de consumatori, care să elimine subvențiile încrucișate între categoriile de consumatori și care să reflecte costurile efective corespunzătoare gazelor naturale fumizate fiecărei categorii de consumatori în parte.

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

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

În a doua etapă au fost diferențiate prețurile și tarifele pentru consumatori, în funcție de soluția tehnică de conectare a fiecărui consumator. În această privință, ANRGN a identificat două tipuri de consumatori:

a) conectați direct la sistemul național de transport gaze naturale

b) conectați la sistemele de distribuție gaze naturale

Pentru aceste două tipuri de consumatori se aplică tarife diferențiate în funcție de serviciul utilizat.

Pe baza principiilor menționate, prețurile

gazelor naturale si tarifele de

transport, distribuție si înmagazinare sunt stabilite după cum urmează:

1. Pretul final al gazelor naturale,

la consumator, rezultă din adiționarea, la prețul mediu ponderat de achiziție a gazelor naturale, a tarifelor de transport, înmagazinare și distribuție și a componentei comerciale, după următoarea formulă de calcul:

Preț final = Preț mediu ponderat de achiziție a gazelor naturale

Tarif transport

Tarif înmagazinare

Tarif distribuție

Componenta comercială

Prețul mediu ponderat de achiziție a gazelor naturale este determinat prin împărțirea sumei produselor dintre cantitățile interne și din import cu prețurile corespunzătoare, la cantitatea totală, utilizându-se următoarea formulă:

O

intern x P intern

O

import x P import

Q intern

Q import

Cu scopul de a beneficia în mod nediscriminatoriu de gazele naturale din producția internă, toți consumatorii sunt obligați să achiziționeze gaze naturale din import într-un procent stabilit la consumul total de gaze naturale ( în cazul consumatorilor eligibili, prin importul direct al gazelor naturale). Proporția gazelor din intern și din import este stabilită lunar, de către Operatorul de Piață.

2. Principiile de stabilire a tarifelor de transport si distributie sunt:

tarifele trebuie să reflecte costurile serviciilor (fixe, variabile) și investițiilor, plus profitul aferent.

În prezent sunt în vigoare două tipuri de tarife, unul pentru consumatorii conectați la sistemele de distribuție, celălalt pentru consumatorii conectați direct la Sistemul Național de Transport al gazelor naturale. Diferențierea tarifelor de distribuție pe categorii de consumatori, conform cu metodologia de tarifare, se va realiza începând cu anul 2005. Metodologia de tarifare va fi revizuită, beneficiind de asistență PRARE, în perioada sem. II 2003 - sem. I 2004.

3. Tariful de înmagazinare

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

renunțându-se la sistemul "timbru poștal". Aceasta a deschis accesul consumatorilor eligibili la sistemele de înmagazinare subterană. De asemenea, tariful de înmagazinare are în structura sa o componentă pentru rezervarea de capacitate, o componentă aferentă ciclului de injecție și una aferentă ciclului de extracție a gazelor naturale din depozitul de înmagazinare.

4. În scopul încurajării producătorilor privați de gaze naturale, prin Ordinul MIR și ANRM, emis în februarie 2003, pentru promovarea activităților de explorare și producție a gazelor naturale, s-a stabilit că prețul gazelor naturale noi din producția internă poate fi până la 80% din prețul mediu ponderat de achiziție a gazelor naturale din import, în condiții DAF. Pentru protecția consumatorilor rezidențiali cu venituri mici, prețul social la gazele naturale va fi menținut.

PERIOADA 2005-2007 ELECTRICITATE: Este estimată o creștere în termeni reali a tarifelor la consumatorii finali, corespunzătoare obligației de includere a costurilor de mediu în structura tarifului (intemalizarea extemalităților), conform normelor legale în materie și investițiilor necesare pe care le vor face toți participanții la piața de energie electrică. Prețurile la energia electrică: • prețurile la consumatorii ce au un statut eligibil vor fi negociate. • Deși, piața va fi deschisă în totalitate, vor mai exista consumatori finali captivi având tarife reglementate prin mecanisme specifice. Pentru aceste categorii se vor menține prețuri reglementate. Furnizorii care vând energie electrică acestor consumatori sunt denumiti "Furnizori de ultimă instantă". • în această perioadă ANRE va reduc ' e gradat obligația compa ' niilor

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

Tarifele de distributie si transport

Având în vedere caracteristica acestor activități, și anume de monopol natural, atât tarifele de transport, cât și cele de distribuție vor fi tarife reglementate, bazate pe următoarele principii, care dau mai multa stabilitate și transparență procesului:

• principiile de tarifare vor consta într-un mecanism "price-cap" (CPI-X) pentru activitățile de transport și distribuție. Tariful social va fi menținut, dar diferența dintre alte tarife residentiale va fi redusă în același timp cu conturarea și implementarea unui mecanism de subvenționare directă pentru persoanele cu venituri scăzute.

Enegie termică: Pentru consumatorii rezidențiali de energie termică se așteaptă ca rezultatele studiilor făcute pentru stabilirea soluțiilor optime de încălzire pentru fiecare comunitate să fie implementate, în paralel cu derularea unui program de reducere a subventiilor. Pe parcursul ac ' estei perioade consumatorii de energie termică rezidențiali vor continua să plătească un tarif național de referință, dar necesitatea menținerii lui va fi revizuită. Pentru cogenerare va rezulta o obligație de achiziționare a energiei prin mecanisme specifice. Consumatorii cu venituri scăzute vor primi subvenții directe.

Gaze naturale Piața gazelor naturale va fi deschisă complet începand din 2007. • prețurile interne la gaze se stabilesc: - pentru consumatorii eligibili - prin negocieri pentru consumatorii captivi și pentru consumatori care nu își exersează dreptul la eligibilitate - prețuri reglementate - tarifele pentru transport, și înmagazinare sunt reglementate de ANRGN și ANRM, publicate și sunt bazate pe costurile justificate, plus profitul, iar pentru distribuție într-un mecanism "price-cap" (CPI-X).

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

Obiectivul ANRGN la stadiul actual al implementării prețurilor și tarifelor este de a face diferențieri ale tarifelor de distribuție pe categoriile de consumatori care sunt aprovizionați prin sistemele de distribuție. Tariful pentru serviciile de transport vor rămâne unice la nivel național și vor fi de tipul "post stamp".

Perioada 2008- 2015

ELECTRICITATE

Prețuri la energia electrică:

• pentru consumatorii eligibili, prețul energiei va fi negociat. • cu toată deschiderea pieței, vor mai exista consumatori finali captivi aprovizionați de furnizori de ultimă instanță, la prețuri reglementate prin mecanisme specifice. Pentru aceste categorii se vor menține prețuri reglementate. Furnizorii care vând energie electrică acestor consumatori sunt denumiti "Furnizori de ultimă instantă". această ' ' • în

perioadă ANRE va reduce gradat obligația companiilor

furnizoare/distribuitoare de energie electrică de a mai prelua energia electrică produsă în centrale de cogenerare, corelat cu concluziile studiilor și programelor de reabilitare, modernizare și investiții în sisteme de fumizare a energiei termice către consumatori rezidențiali. Dacă Directiva referitoare la promovarea energiei electrice produsă în co-generare (CHP) va fi adoptată de Uniunea Europeană, se va implementa un mecanism potrivit. Tarifele de transport si distribuție: Având în vedere caracteristica acestor activități, și anume de monopol natural, atât tarifele de transport, cât și cele de distribuție vor fi tarife reglementate, bazate pe următoarele principii, care dau mai multă stabilitate și transparență procesului: • principiile de tarifare vor consta într-un mecanism "price-cap" (CPI-X) pentru activitățile de transport și distribuție. Protecția socială pentru consumatorii cu venituri reduse va fi implementată printr-un mecanism direct de subvenționare de la buget.

Energia termică, până la luarea unei decizii de continuare a aplicarii prețului național de referință, factura fiecărui consumator va evidenția costurile cu energia termică, stabilite prin prețuri reglementate de Autoritatea în cauză, pe baza principiului costurilor marginale justificate. Consumatorii cu venituri scăzute vor primi subvenții directe. Gaze naturale Piața gazelor naturale va fi deschisă complet începand din 2007 • prețurile interne la gaze sunt stabilite:

- pentru consumatorii eligibili - prin negocieri

pentru consumatorii captivi și pentru consumatorii care nu își exersează dreptul la eligibilitate - prețuri reglementate

V. MEDIUL

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

Pentru implementarea Directivei Uniunii Europene 2001/80/Ec, Guvernul României a pregătit un proiect de hotărâre referitoare la limitarea emisiilor în atmosferă provenind de la centralele mari de peste 50 MW, conform limitelor impuse prin Directivele Uniunii Europene (emisii de materii solide, SO 2 si NOX).

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

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

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

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

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

Emisii 1989 2007 2012 502

t/an 645.546 265.649 56.623 % comparativ cu 1989 100 41% 8.8%

NOX

t/an 112.152 62.125 56.386 % comparativ cu 1989 100 55 50

Solid

t/an 139.064 16.836 8.836 % comparativ cu 1989 100 12 6

VI. RESTURCTURAREA SECTORULUI DE PRODUCERE A

ENERGIEI ȘI OPERAREA PRODUCĂTORILOR PE PIATĂ

Așa cum s-a menționat mai sus, procesul de restructurare în domeniul energiei electrice și a gazului natural a început prin:

Restructurarea companiilor integrate vertical în companii autonome de producere, transport, distribuție și fumizare;

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

hidro, un producător de energie nucleară și 14 producători în cogenerare care au fost tranferați autorităților locale; mai există și 3 producători independenți separați în 1988;

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

Diminuarea concentrării producției de gaze naturale și a importului prin acordarea de licențe și autorizații unui număr din ce în ce mai mare de compann;

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

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

Restructurarea societății Termoelectrica prin:

o separarea în anul 2001 a Electrocentralei Deva,

o externalizarea a 19 de centrale care sunt în principal producătoare de energie termică către autoritățile locale În anul 2002, în vederea realizării unui mediu comercial îmbunătățit, Guvernul României a aprobat o nouă hotărâre de restructurare a societății Termoelectrica, cât și de reglare a unor funcții operaționale, care prevede:

o Restructurarea producției de energie în centralele termice ale societății Termoelectrica prin înființarea a 5 societăți comerciale ce vor opera în mod direct pe piața energetică din România:

Societatea Comerciala

Puterea instalată MW

Combustibil

Electrocentrale Turceni SA 1990MW

lignit

Electrocentrale Rovinari SA 1320MW

combustibil lichid, gaze naturale

Electrocentrale Bucuresti SA 2,938MW

Electrocentrale Deva SA

l,260MW

huila

Termoelectrica SA 2,237 MW

combustibil lichid, gaze naturale si huila

TOTAL 9,745MW

o separarea serviciilor de întreținere și reparații în 5 filiale și 12 sucursale, care operează pe bază de contracte competitive.

MECANISME CONTRACTUALE:

ANRE pregătește reglementările necesare (licențe, tarife și cadrul contractual ), astfel încât la sfârșitul lui aprilie 2003 aceste entități să fie capabile direct să încheie contracte, să-și asume răspunderi și să intre pe piață.

Aceste noi societăți comerciale operează pe bază de bilanș propriu, care asigură o responsabilitate directă a conducerilor pentru scăderea costurilor și creșterea profitului, comparativ cu forma anterioară la care costurile erau centralizate la Termoelectrica.

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

Producția de energie hidro își va menține structura existentă la Hidroelectrica, până în 2007 fiind reglementată. Acest regim de reglementare este un regim de tranziție, care va fi menținut până în 2007 (data accederii). Regimul de reglementare constă în:

• utilizarea costurilor reale scăzute ale producției hidro în beneficiul tuturor consumatorilor, captivi sau eligibili, fără discriminare • optimizarea exploatării apei prin folosirea de soft dedicat - optimizarea centralizată a producției hidro - și luând în considerare oferta producției termo. În vederea implementării unui mecanism transparent, au fost contactate două firme de consultanță: KEMA, finanțată de Phare și una finanțată de Banca Mondială și care urmează să fie selectată. Consultanții trebuie să găsească soluții pentru următoarele probleme: • stabilirea veniturilor reglementate; •

stabilirea mecanismelor nediscriminatorii pentru alocarea producției hidro; • proceduri pentru optimizarea centralizată a producției hidro; •

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

Primul pas în reglementarea societății Hidroelectrica a fost deja făcut prin încetarea obligațiilor din contractele deja încheiate pe piața competitivă (inclusiv contractele de export).

În vederea privatizării, înainte de totala deschidere a pieței, Hidroelectrica va fi divizată în societăți comerciale, în complexe, de preferat, împreună cu termocentrale ( depinde de reactia pieței și decizii) și li se va permite accesul pe piață.

VI.1. PROGRAMUL DE DEZVOLTARE ENERGETICĂ PENTRU PERIOADA 2003-2015

Premize:

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

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

folosirea resurselor interne de materii prime energetice disponibile, și care răspund criteriului de eficiență, respectiv:

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

o 3,5 mil t huilă ( 1,2 mil tec)

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

o

petrol brut:

producția internă în 2015 va reprezenta 85% din producția anului 2001.

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

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

Proiecte de promovat (Anexa 1). Lista proiectelor care urmează să fie

promovate

a fost stabilită pe principiul eficienței costurilor și a calificării în funcție de ordinul de merit (Anexa 1 referitoare la determinarea costurilor egalizate).

jvI.2. PROGRAMELE DE ÎNCHIDERE A CENTRALELOR/

În Anexa 1 este atașat programul de închidere a centralelor a căror perioadă de exploatare a expirat și/sau care sunt ineficiente. Selecția lor s-a făcut pe baza analizei de eficiență a fiecărei unități de producție în parte, fiind avute în vedere criterii de merit, vechimea echipamentelor și locul lor pe piață.

Decizia de închidere va ține cont și de alți factori, cum este asigurarea unei disponibilități de capacități instalate de producere a energiei care să asigure acoperirea cererii de vârf, în paralel cu optimizarea capacității de rezervă; s-au luat în considerare și alte criterii ca impactul integrării pieții regionale a energiei și participarea la această piață. Programul special de închidere a centralelor va fi definitivat cu asistența Phare (Uniunea Europeană) ce se afla în curs.

VI.3.SIGURANȚA NUCLEARĂ

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

Această centrală nucleară funcționează pe tehnologii modeme și are o contribuție importantă la asigurarea cererii de energie electrică. Funcționarea prezintă siguranță.

Proiectele de energetică nucleară sunt implementate în România prin îndeplinirea cerintelor acquis-ul comunitar, incluzând și Tratatul European pentru Energie Atomica, ca instrumente fundamentale de îmbunătățire a standardului de viață în statele membre ale Uniunii Europene și a relațiilor cu alte țări.

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

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

IMBUNĂTĂTIREA SECURITĂTII NUCLEARE CONFORM DOCUMENTULUI "POZITIA ROMÂNIEI PRIVIND,

RECOMANDĂRILE UNIUNII EUROPENE DIN RAPORTUL REFERITOR LA SECURITATEA NUCLEARĂ ÎN PROCESUL DE EXTINDERE"

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

2003-2004 2005-2007 2008-2015

Acțiune SNN

termen

Acțiune SNN

termen

Acțiune SNN

Termen

Dezvoltarea și finalizarea PSA pentru seism, incendiu și inundații 2002- 2004

Centrul de urgențe de pe amplasamentul de la Cernavodă- construcție

și procurare de echipamente

Trim.I 2005

Finalizare Periodic Safety Review- unitatea 1 2009

Centrul de urgențe de pe amplasamentul de la Cernavodă-proiectare

Trim.I- IV 2003

Centrul de urgențe de pe amplasamentul de la Cernavodă-punere in funcțiune

Trim.II- III 2005

Programele specifice de îmbunătățire a securității nucleare pentru centralele nuclearoelectrice; înlocuirea motoarelor pompelor în sistemul primar de răcire

Trim.11 2003

Programele specifice de îmbunătățire a securității nucleare pentru centralele nucleare: proiectarea și montarea standului de testare pentru mecanisme

de reactivitate

Trim.IV 2005

Programele specifice de îmbunătățire a securității nucleare: reactualizare analize de eforturi pentru sistemul de injectie lichid

Programele specifice de îmbunătățire a securității nucleare pentru centralele nucleare: modernizare sistem detectare incendii

Trim.IV 2005

Programele specifice de îmbunătățire a securității nucleare pentru centralele nucleare; montarea vasului de expansiune în aval de PV78 în sistemul ECC

Elaborare PSA nivel 2 si 3 2005- 2006

Centrul de urgențe de pe amplasamentul de la Cernavodă-construcție

și procurare de echipamente

Program de lucru pt.elaborarea Periodic

Safety Review la Unitatea 1 2006

Program de instruire pentru menținerea competenței operatorilor

Intocmirea cap.15(analize de securitate) al Raportului final de securitate pentru U2

Programele specifice de îmbunătățire a securității nucleare pentru centralele nucleare:înlocuire/modernizare sistem localizare/detectare combustibil defect și sistem analiza gaz

Programele specifice de îmbunătățire a securității nucleare pentru centralele nucleare:retehnologizare analizare D20 în H20

Programele specifice de îmbunătățire a securității nucleare pentru centralele nucleare:înlocuire/modernizare sistem gaz cromotograf

Programele specifice de îmbunătățire a securității nucleare pentru centralele nucleare:modalitati de menținere a temperaturii apei în sistemul de stropire

Finalizarea PSA -full scope- și implementarea programului de monitorizare a riscului în exploatare

ADMINISTRAREA COMBUSTIBILULUI FOLOSIT ȘI A DEȘEURILOR RADIOACTIVE

2003-2004 2005-2007 2008-2015

Actiune SNN '

termen

Actiune SN ' N

termen

Acțiune SNN

termen

Punerea în funcțiune a primului modul de stocare al depozitului intermediar de combustibil ars, pe amplasamentul CNE Cernavodă; extinderea capacității de stocare se va face etapizat: un modul de stocare va fi pus în funcțiune la fiecare doi am

Mai 2003

Pentru realizarea cerințelor de securizare în acest domeniu, România a făcut pași importanți, așa cum s-a menționat anterior și, în plus, un sistem de instruire și menținere a calificării personalului, cât și de atestare a acestuia, construirea de capacități împreună cu companii ce pot furniza suport tehnic.

VI.4. PROGRAMUL DE ELECTRIFICĂRI

Concentrarea pe zonele cu un nivel de trai scăzut

Zonele izolate și obiectivele răspândite în teren, aflate la distanțe mari de centrele comunităților pot fi conectate la rețea numai dacă se disponibilizează sume importante. Viitorii clienți nu pot suporta întotdeauna cheltuielile cu electrificarea și banii investiți pot fi recuperați din profitul vânzărilor de energie electrică, soluție care în cele mai multe din cazuri nu corespunde cu strategia economică actuală. Perioada de recuperare pentru astfel de investiții depășește 12-15 ani. Pentru unele proiecte nu se estimează recuperarea investițiilor nici pe durata de viață a activelor fixe.

Dar pentru Guvernul României acesta este un program social important care trebuie să continue, pentru îmbunătățirea condițiilor de viață ale locuitorilor acestor zone rămase în urmă din punct de vedere economic și al civilizației. Ratarea unor astfel de investiții are un impact negativ, provocând nemulțumire cu conotații sociale, administrative și politice.

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

Totalul investițiilor necesare pentru electrificarea tuturor gospodăriilor din țară este de cca.300 mii Euro și costul mediu specific pe gospodărie este de cca. 3200 Euro

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

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

Judet

Nr. de gospodării

Nr. de localități

Harahita 1088 32

Alba 1029 42

Bihor 312 4

Hunedoara 294 22

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

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

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

Județul

Localitatea

Nr.gospodării

Costul specific (mil.lei/gospodarie)

Alba

Avram Iancu 45 52,4

Zlatna 25 70,6

Feteni 17 100

Dealu Geoagiului 33 114,6

Harghita

Laz 10 38,2

Băile Chiriu 345 76,4

Valea Rotundă 35 113

Hunedoara

Dumești 25 155,4

Bocșa Mare 25 160,6

Bacău

Făgețel 16 75

Valea Lupului 48 78

Tăuia 46 96,9

ANEXAI

»

Balanța energiei primare pentru România în perioada 2003-2015

»

Indicatorii macroeconomici și energetici pentru perioada 2003-2015

o i.Scenariu de bază

o ii.Scenariu alternativ

»

Structura consumului de energie primară internă

»

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

»

Grafice pentru structura puterii instalate și producția brută de energie

»

Curbele de sarcină pentru energia netă produsă (trei curbe)

»

Grafice cu evaluarea capacităților de producere a energiei necesare

»

Programul de dezvoltare pentru capacitățile de producție pentru perioada 2003-2015

»

Propuneri de capacități care sș fie reabilitate și de capacități noi care să fie implementate

»

Program de scoatere din exploatare de capacități termo (pornind de la unitățile în funcțiune la data de 01.01.2003)

»

Consumul de combustibil și producția de energie termică pe perioada 2003-2015

»

Evoluția prețului la combustibili

»

Costul mediu al energiei electrice

»

Nevoile de investiții în sectorul energetic și prezentarea lor grafică

»

Evoluția gradului de deschidere a pieței interne a gazelor naturale în perspectiva aderării României la Uniunea Europeană

»

Evoluția participanților elegibili la piața gazelor naturale

»

Evoluția cererii, producției și importului de gaze naturale pe piața internă 2003-2015

»

Dezvoltarea capacităților de înmagazinare a gazelor naturale în perioada 2000 - 2010

Tabelul

nr. 1

Tabelul

nr. 2

Tabelul

nr. 3

Tabelul

nr. 4

Tabelul

nr. 5

Tabelul

nr. 6

Tabelul

nr. 7

Tabelul

nr.

Ba

Tabelul

nr.

Bb

Tabelul

nr. 9a

Tabelul

nr. 9b

Tabelul

nr. 9c

Tabelul

nr. 9d

Tabelul

nr. 10

Tabelul

nr. 11

Tabelul

nr. 12

Tabelul

nr. 13

Tabelul

nr. 14

Tabelul

nr. 15

Tabelul

nr. 16

Tabelul

nr. 17

Tabelul

nr. 1B

Tabelul

nr. 19

Tabelul

nr. 20

Tabelul

nr. 21

Tabelul

nr. 22

Tabelul

nr. 23

Tabelul

nr. 24

Tabelul

nr. 25

ANEXA

Nr. 2

,,

75

,,

B)

Transportator(T)

Conducere operativă

SEN (OS) - proprietate de stat, reglementat - accesul terților reglementat la rețea - pregătire piață orară - CN Transelectrica SA

Asistență PHARE asigură realizarea și testarea sistemelor de măsură necesare decontării orare a tranzacțiilor pe piață pentru ziua următoare, piața de echilibrare

C) Distribuitori

furnizori consumatori captivi (D/F) - 8 societăți independente, în curs de privatizare, din care 2 sunt oferite la privatizare în anul 2003, iar două în anul 2004, iar procesul va continua în ritm de 2 societăți /an Caracteristici definitorii - activități reglementate integral; - acces reglementat la rețea este pe baze reglementate, cu tarife publicate transparent pe baza de costuri recunoscute plus profit în anul 2003, și pe baza metodei de asigurare a unei rate de recuperaree a investiției în 2004 (ROR); - separarea contabilă a activității de distribuție de cea de furnizare, atât pentru consumatorii captivi, cât și pentru cei

eligibili; - pentru centralele cu cogenerare continuă reducerea graduală a cotei acceptate pe piață cu preț reglementat, corelat cu programele de eficientizare ale acestora - continuă/ se îmbunătățește regimul de reglementare actual al micilor P și AP

B)Transportator(T)

Conducere

operativă SEN (OS - proprietate de stat, reglementat -accesul terților reglementat la rețea

C) Distribuitori

furnizori consumatori captivi (D/F) - societăți independente privatizate Caracteristici definitorii - activități reglementate integral; - accesul reglementat la rețea este pe baze reglementate, cu tarife publicate transparent, prin metoda « price cap CPI-X »', - la finele anului 2007 toate distribuțiile vor fi private, - până în iulie 2007 se va realiza separarea legală, în entități juridice separate, a activității de furnizare de cea de distributie. - reconfigurare - dimensiune și mix tehnologic- în procesul de privatizare al producătorilor prin cumpărări, fuziuni, concesiuni, falimente, funcție de dimensiunea pieței interne/ regionale

B)

Transportator(T)

Conducere operativă SEN (OS) - proprietate de stat, reglementat - accesul terților reglementat la rețea I C) Distribuitori - societăți independente privatizate Caracteristici definitorii - activități reglementate integral; - accesul reglementat la rețea este pe baze reglementate, cu tarife publicate transparent

76

,

,

D) Furnizori consumatori eligibili - furnizori cu licență pentru întreg teritoriul țării 8 furnizori separați contabil de activitatea de distribuție, producători care desfășoară și o activitate de furnizare pe întreg teritoriul țării, separată contabil de activitatea d,e producere

E) Consumatori eligibili - piața se deschide gradual - revizuirea criteriilor de eligibilitate în sensul simplificării procedurii

F) Operatorul pieței pentru ziua următoare- OPCOM - filială 100% a T

SO administrator al tranzacțiilor cu energie pentru ziua următoare venituri integral reglementate se va înființa Bursa de energie (PX) cu două funcțiuni:

o administrarea piețelor fizice obligatorii, pe baza reglementărilor ANRE

o administrarea piețelor financiare reglementate de CNVM (Comisia Națională de Valori Mobiliare)

D) Furnizori consumatori eligibili - separați juridic de D sau P dacă este cazul - furnizori cu licență pentru întreg teritoriul țării - furnizori separați contabil de, activitatea de distribuție, -

producători care desfășoară ș1 o activitate de furnizare pe întreg teritoriul țării, separată contabil de activitatea de producere

E) Consumatori eligibili - se va realiza o deschidere graduală a pieții pentru consumatorii industriali până la 100% -

pentru consumatorii casnici piața se va deschide 100% la 1.07.2007

F) Operatorul pieței -OPCOM - Bursa de energie (Power eXchange- PX) este operatională: - Administrator Piață obligatorie (producători și furnizori) pentru Ziua Următoare- PZU Administrator Piețe Financiare Voluntare de energie electrică- forward și/ sau futures- PFV, - activitatea destinată PZU este reglementată de ANRE, inclusiv veniturile provenite din această activitate activitatea destinată PFV este reglementată de CNVM și obține venituri nereglementate

D) Furnizori consumatori eligibili - separați juridic de D sau P dacă este cazul - furnizori cu licență pentru întreg teritoriul țării - nominalizarea furnizorilor de ultimă instanță

E) Consumatori eligibili -toți consumatorii sunt eligibili

F) Operatorul pieței -OPCOM - Bursa de energie funcționează

77

,

G) Brokers&Traders- intermediari în I tranzacțiile en-gros cu energie electrică

G) Brokers&Traders - intermediari în tranzacțiile en-gros cu en.

electrică

II.Piețe en­ gros

de energie electrică

A)- Piața contractelor de energie electrică pe termen lung- max. 5 ani - contracte negociate pentru acoperirea consumului eligibil - contracte reglementate, dimensionate la

A)- Piața contractelor de energie I

electrică pe termen lung - contracte multilaterale pentru SHE și I

CoGen - Contracte inițiale și Contracte inițiale

A)- Piața contractelor de energie electrică pe termen lung - contractele de achiziție en. el.

liber negociate se generalizează - contracte pentru asigurarea puterii în SEN ( capacity tickets), - contracte financiare- hedging la volatilitatea prețului spot și ajustarea pozițiilor contractuale (long/ short) ale participanților la piața en-gros contracte de import- export­ identic etapa anterioară sau conform regulilor Pieței Regionale

dimensiunea consumului captiv - contracte de import- export

cu opțiune, între 5T și D/F - contracte de achiziție en. el. negociate

între părți pentru completarea

Pregătirea noilor aranjamente comerciale

consumului captiv și acoperirea pieței

ale sectorului - ANRE stabilește un mecanism tranzitoriu pentru aplicarea HG 1524/2002 în relațiile

eligibile - contracte pentru asigurarea puterii în SEN ( capacity tickets)

dintre Termoelectrica și cele 4 noi filiale independente - ANRE

Consultant definesc și implementează

mecanismele

de - contracte financiare- hedging la volatilitatea prețului spot și pentru ajustarea pozițiilor contractuale (long/ short) ale participanților la piața en­

reglementare integrală a producătorului SHE- aplicare din 2004:

gros - contracte de import- export- identic - stabilirea veniturilor reglementate cu

etapa anterioară dar cu alocare

înghețarea obligațiilor din contractele pe

capacitate disponibilă interconexiuni

piața concurențială (inclusiv a celor de

prin licitație

export) - alocarea echitabilă a avantajului

energiei hidro- mecanisme pe termen

scurt și mediu - procedurile de optimizare tehnico­

economică centralizată a producției totale zilnice - contractul multilateral, repartizat de

OPCOM pe furnizori, al producătorului

hidro

Guvern

Consultant stabilesc politica privind asigurarea tarifului unic la consumatorul captiv- iunie 2003 MEC

MAP

Autorități Locale

Consultant stabilesc politica și nivelul de susținere pe termen scurt și mediu a CoGen- decembrie 2003 ANRE

Consultant elaborează mecanismele și reglementările necesare aplicării politicilor stabilite privind CoGen- iunie 2003 ANRE

Consultant definesc și proiectează Contractele inițiale cadru și Contractele inițiale cu opțiune cadru - dec. 2003- și asistă părțile la aplicarea lor ANRE

Consultant analizează oportunitatea și dacă este cazul definesc mecanismele de contractare și plată a capacității necesare asigurării continuității în alimentare pe termen mediu- lung ( capacity tickets)

ANRE

Consultant definesc ȘI implementează reglementările privind operațiile de import- export, inclusiv mecanismele de acces la capacitatea de interconexiune ANRE

Consultant definesc ȘI implementează noul Cod Comercial al pieței en-gros și reglementările asociate­ decembrie 2004

78

B)- Piața contractelor de en. el. pe termen

B)- Piața contractelor de en. el.pe termen scurt- piața pentru ziua următoare (PZU) utilizarea

platformelor

d

I

tranzacționare create în eta e pa anterioară posibila schimbare privind participarea pe piața voluntară ca urmare și în conformitate cu regulile Bursei de Energie Pregătirea pieței regionale a en. el. și a accesului larg la eligibilitate - ANRE

Consultant definesc și implementează regulile Pieței Regionale a energiei electrice - ANRE

T

OS

OPCOM

Consultant pregătesc integrarea mecanismelor pieței interne de en. el. în Piața Regională - ANRE

Consultant

OS

OPCOM

Furnizori definesc și implementează un mecanism de alocare orară a obligațiilor față de OS pentru energia și serviciile achiziționate de furnizori pentru consumatorii necontorizați orar- (Area/Consumer Load Profiling) - ANRE

Consultant elaborează reglementările pentru transformarea PZU obligatoriu în PZU voluntar - OPCOM

Consultant- implementează reglementările și testează mecanismele de licitare voluntară

B)- Piața contractelor de en. el.pe

scurt- piața pentru ziua următoare (PZU) - achiziții pe piața spot - programarea zilnică centralizată a producției și stabilirea prețului marginal '- termen scurt- piața pentru ziua următoare (PZU) - se utilizează platforma de tranzacționare dezvoltată în

de sistem pe baza licitării unităților de

etapele anterioare

către fiecare producător utilizînd PCOMPS actualizat pentru noua'- structură de producție

Pregătirea noilor aranjamente comerciale și

a platformei OPCOM de tranzacții pe termen scurt - ANRE

Consultant

elaborează

reglementările

necesare

pentru funcționarea

OPCOM ca Bursă

obligatorie de energie pentru participanții

la piața en-gros (PZU), cu licitație

bilaterală la nivel de societate și

autoprogramare (inclusiv funcția de "Agent pentru optimizare centralizată hidro" și de "Agent de decontare" a

piețelor orare) - OPCOM

Consultant asigură redactarea

caietelor tehnice de licitație a noii

platforme de tranzacționare definită de

ANRE - OPCOM

Consultant

Participanți piața

asigură realizarea fizică și testarea funcțiilor noii platforme PZU

79

- ANRE

OPCOM

Consultant asigură preluarea de către OPCOM a funcției de clearing house pentru energia tranzacționată în afara contractelor bilaterale/ inițiale și implementarea de garanții financiare etc. -OPCOM

Consultant elaborează reglementările necesare pentru completarea PZU obligatorie cu o piață financiară (forward și sau futures) opțională. - OPCOM

Consultant asigură realizarea și testarea platformei pentru tranzacții financiare pe piața de energie electrică

III.Piața contractelor

Functiuni: - OS menține echilibrul cerere/ consum și

Functiuni: - siguranța și echilibrul cerere/ consum

Functiuni: - siguranța și echilibrul cerere/

pentru servicii de sistem (SS)și piața de echilibrare(P dE)

asigură siguranța SEN pe baza contractelor de achiziție a serviciilor de sistem cu prețuri reglementate și a încărcării/descărcării grupurilor în ordinea de merit - beneficiarii SS plătesc contravaloarea acestora pe baza tarifului de SS aprobate

ale SEN se asigură de către OS prin utilizarea: - contractelor cu prețuri reglementate și concurențiale de achiziție a serviciilor de sistem și, - pieței de echilibrare dezvoltate în etapa anterioară

consum ale SEN se asigură de către OS prin utilizarea: - contractelor cu prețuri reglementate și concurențiale de achiziție a serviciilor de sistem și, - pieței de echilibrare

deANRE - recuperarea de la beneficiari a costurilor - recuperarea de la beneficiari a

realizate de către OS în achiziția SS și pe

costurilor realizate de către OS în

Pregătirea noilor aranjamente comerciale și a platformei OS de tranzacții în timp real,

PdE se reglementează și se completează cu un mecanism de cointeresare a

achiziția SS și pe PdE se reglementează printr-un mecanism

care sa asigure disciplinarea pieții inclusiv

reducerii acestora

CPI-X

printr-un sistem sever de penalizări - ANRE

Consultant stabilesc valoarea SS

oferite de furnizori și nivelul tarifelor

pentru fiecare dintre aceștia

80

ANRE

Consultant reglementează mecanismele unei piețe de echilibrare în timp real a cererii și ofertei și interfața cu piața contractelor de SS. Se redefinesc comercial serviciile de sistem, modul de contractare, evaluare/ licitare pe termen lung astfel ca acestea să poată fi achiziționate într-o cât mai mare măsură în mod concurențial OS

OPCOM

Consultant elaborează caietele tehnice de licitație a platformei de tranzacționare și decontare pe PdE și a contractelor pentru SS OS

OPCOM

Consultant

Participanți piață asigură realizarea fizică și testarea funcțiilor noii platforme și integrarea cu modulul de decontare OPCOM ANRE

Consultant stabilesc Șl implementează un mecanism de recuperare de la beneficiari a costurilor serviciilor de sistem și echilibrare inclusiv modul de cointeresare al OS pentru minimizarea acestora

IV.Contracte

și

tarife

reglementate/ controlate

A) Contracte și tarife de producere

A) Contracte și tarife de producere - contracte și tarife reglementate pentru Începînd cu 2005

producția- ST, SNE, SHE- destinată pieței - contracte și tarife reglementate prin captive

mecanism CPI-X pentru producția- - contracte și tarife reglementate pentru

SNE, SHE energie electrică produsă din surse - tarife cu clauze de indexare conform regenerabile și în cogenerare

Contractelor inițiale și Contractelor - reglementarea nivelului cantităților de en.

inițiale cu opțiune pentru producția el din surse regenerabile și în cogenerare

destinată pieței captive a ST

preluate obligatoriu la preț reglementat - contracte și tarife reglementate transparent pentru stabilire prețuri energie electrică produsă din surse n generabile și în cogenerare

A) Tarife de producere - mecanism transparent de compensare a producătorilor din surse noi sau regenerabile și în cogenerare (foarte mici)

81

- reglementarea nivelului cantităților de en. el din surse regenerabile și în cogenerare preluate obligatoriu la preț reglementat se menține pînă la introducerea subvenționării transparente din veniturile taxei de mediu

B) Contracte și tarife pentru accesul la B) Contracte și tarife pentru accesul la B) Contracte și tarife pentru retea

retea

accesul la retea - '

Venituri T&D reglementate pe bază de - ' T

OS are venituri integral - T

OS '

are venituri integral

costuri justificate plus profit

reglementate prin mecanism CPI-X reglementate prin mecanism CPI-X - începînd cu 2004 se aplică mecanismul

controlate inițial pe o perioadă de 3 de reglementare de tip RoR (rata internă

ani, cu mecanism separat de de recuperare a investiției) stabilit cu cointeresare pentru diminuarea consultantul

costurilor cu achiziția serviciilor de - contracte cu tarife T&D monom,

sistem și de echilibrare reglementate; din 2004, tarife binom - D cu venituri din activitatea de - tarif pentru tranzitul transfrontalier în

distribuție integral reglementate prin acord cu metodologiile EU

CPI-X Pregătirea noilor aranjamente tarifare pe - toți utilizatorii plătesc o taxă de mediu principii de cointeresare a furnizorilor de

necesară promovării cogenerării și servicii de rețea (FSR) și consumatorilor

surselor regenerabile - ANRE

Consultant reglementează și implementează un mecanism de control a veniturilor (inclusiv profitul rezonabil) furnizorilor de servicii de rețea- de tip RoR - ANRE

Consultant stabilesc procedurile de transformare a mecanismului anterior în mecanism de cointeresare de tip CPI-X aplicat prețurilor/ veniturilor FSR - ANRE

Consultant reglementează participarea consumatorilor la acoperirea

costurilor (directe și indirecte) de racordare la retea

82

ANRE

Consultant definesc și implementează procedura/metodologia de analiză, aprobare și aplicare a sistemului tarifar, bazat pe alocarea marginalistă a costurilor, propus de fiecare FSR, integrînd și politica de uniformizare a tarifelor la consumatorii finali Guvern

ANRE

Consultant stabilesc mecanismele de stimulare transparentă a producției din surse regenerabile și în cogenerare și mecanismele de intemalizare a extemalităților ANRE

Consultant definesc noile principii și mecanisme de reglementare a preluării energiei produse din surse regenerabile și în cogenerare

V.Contracte și tarife pentru consumatorii captivi

Pentru consumatorii captivi - sistem complex de tarife care asigură: - consumatorului captiv: posibilitatea alegerii funcție de caracteristica de consum - tarife uniforme la nivel național pentru consumatorii captivi - un tarif social pentru categoriile defavorizate ale populației - D/F: recuperarea costurilor proprii și din amonte cauzate de achiziția producției și serviciilor destinate consumului captiv - cu excepția consumatorilor casmc1, toți consumatorii finali, indiferent de furnizor, plătesc o taxă de dezvoltare

Pentru consumatorii captivi (in anul 2007 toti consumatorii devin elegibili): - se aplică mecanismele de stabilire a veniturilor de pe piața captivă, în etapa anterioară și tarifele determinate în baza lor

Pentru consumatorii care in mod voluntar nu opteaza pentru eligibilitate: - se aplică mecanismele de determinare a prețurilor/ tarifelor de fumizare specifice SLR - protecția socială a categoriilor defavorizate ale populației se face prin alocații directe și transparente de la buget

83

Pregătirea integrării sistemului de tarifare a consumatorilor captivi în noile relații și structuri - În 2004 se elimină: - subvențiile încrucișate dintre nivelurile de tensiune (înaltă/ joasă) - tarifele de furnizare monom în înaltă și medie tensiune - MEC

ANRE

Consultant stabilesc politica, mecanismele și instituțiile (dacă este cazul) de asigurare a tarifului unic la consumatorii captivi - ANRE

Consultant implementează mecanismul de asigurare a tarifului unic la consumatorii captivi - ANRE

Consultant definesc și implementează mecanismele de asigurare a recuperării costurilor cu energia de la consumatorii captivi (transfer controlat către consumatori al riscului hidrologic preluat inițial total de D/F) - ANRE

Consultant definesc ș1 implementează metodologia de stabilire a veniturilor reglementate ale activității de furnizare de tip RoR și stabilesc procedurile de transformare în mecanism de cointeresare- CPI-X - ANRE

Consultant definesc și implementează procedura/metodologia de analiză, aprobare și aplicare a sistemului tarifar, bazat pe alocarea marginalistă a costurilor, propus de fiecare D/F, integrind și politica de uniformizare a tarifelor la consumatoii finali

84

ANEXA

Nr. 3

ANEXA

Nr. 3

B) Transportator (T)

Conducere

operativă SNTGN (OS-Operator

de Sistem)

B) Transportator (T)

Conducere operativă SNTGN (OS)

B) Transportator (T)

Conducere operativă SNTGN (OS) - proprietate de stat, reglementat - proprietate de stat, reglementat - proprietate de stat, reglementat - accesul terților la rețea se face în - accesul terților la rețea se face în regim - accesul terților la rețea se face în regim regim reglementat, pe baza de tarife reglementat pe baza de tarife publicate, reglementat pe baza de tarife publicate publicate bazate pe costuri bazate pe costuri recunoscute plus profit bazate pe costuri recunoscute plus profit recunoscute plus profit - OS asigură echilibrarea fizică a - OS asigură echilibrarea fizică a - OS asigură echilibrarea fizică a sistemului zilnic și cea la nivelul

sistemului zilnic și cea la nivelul sistemului zilnic și cea la nivelul

cererii/ofertei lunar

cererii/ofertei lunar cererii/ofertei lunar - T deține licență de fumizare, pentru - T deține licență de fumizare, pentru - T deține licență de furnizare, pentru cantitățile de gaze naturale obținute în cantitățile de gaze naturale obținute în cantitățile de gaze naturale obținute

schimbul serviciilor de tranzit

schimbul serviciilor de tranzit în schimbul serviciilor de tranzit

Pregătirea evoluției viitoare

Pregătirea evoluției viitoare \ Pregătirea evoluției viitoare - înființarea Operatorului Comercial, - trecerea la echilibrarea zilnică a - trecerea la balansul orar al SNTGN pentru serviciile de sistem cererii/ofertei de gaze naturale - dezvoltarea bursei gazelor naturale (programare,echilibrarea - organizarea Operatorului Comercial ca pentru tranzacțiile fizice și integrarea sa cerere/oferta,

monitorizare

administrator al bursei gazelor naturale

regională

contracte,

managmentul

pentru tranzacțiile fizice - programarea orară a surselor și stabilirea congestiilor, stabilirea prețului - programarea zilnică a surselor ș1

prețului marginal de sistem marginal de sistem pentru stabilirea prețului marginal de sistem acoperirea deficitului de surse în - implementarea sistemului SCADA de situații de congestie)

gestionare a fluxului de gaze naturale în SNTGN C) Operatorul

depozitelor

de

C) Operatorul

depozitelor

de

C) Operatorul

depozitelor

de înmagazinare subterană

înmagazinare subterană

înmagazinare subterană - un operator cu capital integral de, - un operator cu capital integral de stat,, - un operator cu capital integral de stat, stat, integrat în producătorul SNGN integrat în producătorul SNGN Romgaz, integrat în producătorul SNGN Romgaz, Romgaz, (capacitate de depozitare

cu o cotă de piață de cca. 75% - 4,3 mld.

cu o cotă de piață de cca. 65% - 4,3 mld. 3,15 mldmc}

Mc

Mc

86

accesul la sistemul de înmagazinare este reglementat pe baza de tarife publicate bazate pe costuri recunoscute plus profit, - operatori privați pentru 1,5 mld. mc - operatori privați pentru 2,25 mld. mc, - accesul la sistemul de înmagazinare este -

accesul

la

sistemul

de reglementat pe baza de tarife publicate

înmagazinare este reglementat pe bazate pe costuri recunoscute plus profit

baza de tarife publicate bazate pe costuri recunoscute plus profit

Pregătirea evoluției viitoare

Pregătirea evoluției viitoare

Pregătirea evoluției viitoare - separarea contabilă a activității de - separarea contabilă a activității de - dezvoltarea unor depozite destinate furnizare de cea de înmagazinare

fumizare de cea de înmagazinare

echilibrării STGN la nivel regional - structurarea tarifelor pe fazele - majorarea capacităților de înmagazinare - majorarea capacităților de înmagazinare

operaționale ale înmagazinării

la cca. 5 mld. mc

la cca. 7 mld.mc - majorarea

capacităților

de

înmagazinare la cca.2,5 mld.mc

D)

Distribuitori

și

furnizori

la

D) Distribuitori

și

furnizori

la

D)

Distribuitori

și

furnizori

la

consumatori captivi (D/F)

consumatori captivi (D/F)

consumatori captivi (D/F) - 15 societăți din care: două societăți, - doi distribuitori cu capital majoritar, _

doi distribuitori cu capital majoritar

cu capital integral de stat și o cotă

privat și o cotă de piață de 90%

privat de piață de 98%, 12 societăți cu, - 30-40 societăți independente, cu capital capitaf majoritar sau integral privat

integral privat, cu o cotă de piață de cca. și o cotă de piață de 1,75 % și o 7,5% societate integrată vertical, c,u - o societate integrată vertical, cu capital capital majoritar de stat și o cotă de

majoritar privat și o cotă de piață de piață de 0,25% 2,5%

Caracteristici definitorii

Caracteristici definitorii

Caracteristici definitorii - până la finele anului 2004 este - D/F au licență națională de fumizare și - separarea legala, in entitati juridice

prevăzută privatizarea celor două

pot încheia contracte cu orice

separate, a activitatii de fumizare de cea distribuții cu capital integral de stat

consumator eligibil.

de distribuție - DIF au licență națională de fumizare

și pot încheia contracte cu orice consumator eligibil.

87

88

- activitățile de distribuție și fumizare nu sunt separate contabil - accesul la rețeaua de distribuție este reglementat, pe bază de tarife publicate în mod transparent pe baze, de costuri recunoscute plus profit Pregătirea evoluției viitoare - separarea contabilă a activității de fumizare de cea de distribuție

E)

Furnizori la consumatorii eligibili (D/E) - 28 de furnizori cu licență pentru tot teritoriul țării - piața se deschide la 40% - pentru consumatorii industriali - producătorii dețin licențe de fumizare pentru întreg teritoriul, tării· ' - activitatea de fumizare nu este separată contabil de activitățile reglementate (transport, distribuție, înmagazinare) Pregătirea evoluției viitoare - separarea contabilă a activității de furnizare de activitățile de distribuție - până in iulie 2007 se va realiza separare,a legala, in entitati juridice separate, a activitatii de fumizare de cea de distribuție -

accesul la rețeaua de distribuție este reglementat, pe bază de tarife publicate în mod transparent intr-un mecanism "price-cap" (CPI-X). E) Consumatori eligibili - Piața continuă să se deschidă, urmând să atingă 100% deschidere pentru consumatorii industriali până la 01.01.2007, - Deschiderea pieței va fi de 100% pentru consumatorii rezidențiali până la 01.07.2007 - Până la data de 1.07.2007 activitatea de fumizare se separa in entitati legale de activitățile de distribuție;, _

Vor fi implementate prevederile

directivei Uniunii Europene privind piața gazelor naturale - accesul la rețeaua de distribuție este reglementat, pe bază de tarife publicate în mod transparent într-un mecanism "price-cap" (CPI-X).

E) Consumatori eligibili, dar care, în

mod voluntar, nu își exercită acest drept - furnizori cu licență pentru tot teritoriul țării - aplicarea în totalitate a prevederilor Directivei

,

89

11.Piete

angro I

de

gaze

A)

Piata

contractelor

de

gaze

naturale pe termen mediu si lung,

este reprezentată de: - contracte de achiziție a gazelor, naturale, negociate între producători / furnizori și distribuitori - contracte de vânzare-cumpărar,e încheiate între furnizori și consumatorii eligibili sau între producători / furnizori și distribuitori

B)

Piata contractelor pe termen scurt (o lună)

contractele de vânzare-cumpărare încheiate între furnizori și consumatorii eligibili sau între producători / furnizori și distribuitori Pregătirea evoluției viitoare - implementarea sistemului de 1- tranzacționare de tip bursa, cu contracte la termen de o lună - pregătirea sistemului de tranzacții

spot, pentru ziua următoare

A) Piata contractelor de gaze naturale

pe termen

mediu

si

lung, este

naturale

reprezentată de: - contracte de achiziție a gazelor naturale,

negociate între producători/furnizori și

distribuitori - contracte de vânzare-cumpărare

încheiate între furnizori și consumatorii

eligibili sau între producători / furnizori

și distribuitori

B) Piata contractelor pe termen scurt (o lună) - contractele de vânzare-cumpărare

încheiate între furnizori și consumatorii

eligibili sau între producători / furnizori

și distribuitori - Contracte spot, cu clauze standardizate

Pregătirea evoluției viitoare

implementarea sistemului de tranzacționare de tip bursă, cu contracte

spot, pentru ziua următoare

III. Piata

contractelor

pentru servicii de sistem

Situația actuală - contracte și tarife reglementate pentru serviciile de transport, distribuție și de înmagazinare - echilibrarea sistemului se face d,e către OS, prin programarea lunară a surselor și a consumului de gaz,e

naturale

Operatorul comercial - Operatorul Comercial va fi independen,t în ceea ce privește forma legală, organizarea și procesul decizional, - echilibrarea zilnică a sistemului de cătr,e Operatorul comercial - gestionarea congestiilor de sistem,

Operatorul comercial - echilibrarea orară a sistemului de către Operatorul comercial - gestionarea congestiilor de sistem - pregătirea tranzacțiilor cu capacități rezervate - asigurarea ne-discriminării între

utilizatorii sistemului

,

Pregătirea evolutiei viitoare - pregătirea Operatorului Comercial pentru fumizarea serviciilor de

sistem - pregătirea tranzacțiilor cu capacități rezervate - asigurarea ne-discriminării între utilizatorii sistemului

IV.Contracte i - accesul reglementat al terților la sistemele de distribuție, transport și înmagazinare, pe bază de tarife publicate în mod transparent. Tarifele sunt stabilite pe baza principiului recuperării costurilor plus profitul pentru activitățile de transport, distribuție și înmagazinare - tarif național unic pentru transport - tarif de înmagazinare stabilit pentru fiecare depozit subteran - tarif național unic pentru distribuție Pregătirea evolutiei viitoare - Pregătirea pentru implementarea sistemului binomial pentru tariful de distribuție - - - - - accesul reglementat al tertilor la -

accesul reglementat al tertilor la

sistemele de distributie, trans2ort Șl

sistemele de distributie, trans2ort

Șl

tarife reglementate/

înmagazinare, 2e bază de tarife 2ublicate

înmagazinare, 2e bază de tarife 2ublicate. în mo. d trans2arent (la tras2ort Sl

în mod trans2arent (la tras2ort si

controlate 1nmagzmare costrui recunoscute 2lus

inmagzinare costrui recunoscute 2lus 2rofit, iar la distirbutie metoda,,2rice 2rofit, iar la distirbutie metoda,,2rice

ca:12" CPI-X.

ca:Q'' CPI-X.

tarif național unic pentru transport tarif de înmagazinare stabilit pentru fiecare depozit subteran tarife de distribuție diferențiate pe categorii de consumatori (sistem binomial de tarife). Aplicarea sistemului tarifar binomial, diferențierea tarifelor pe zone de transport

Pregătirea evolutiei viitoare - - - - Tarife de trans2ort diferentiate 2e zone

de trans2ort (sistem binomial de tarife). tarif de înmagazinare stabilit pentru fiecare depozit subteran tarife de distributie diferentiate e

categorii de consumatori (sistem

binomial de tarife}

aplicarea sistemelor de tarifare diferențiate orar Pregătirea evolutiei viitoare

elaborarea sistemelor tarifare diferențiate orar - Pregătiri pentru aplicarea sistemelor de tarifare a serviciilor de distribuție diferențiate pe localități

90

P

R

E

Ț

U

R

I

L

E

publicațiilor

legislative

pentru

anul 2003

- pe

suport

tradițional -

Nr.

Nr.

crt.

Denumirea

publicației

anual de

apariții

Valoarea

abonamentului

anual - lei -

Trim.

I

Valoarea

abonamentului

trimestrial - lei -

Trim.

II

Trim.

III

Trim.

IV

1. Monitorul

Oficial,

Partea

I,

în

limba

română 710 7.900.000 1.975.000 2.172.500 2.389.750 2.628.750

2. Monitorul

Oficial,

Partea

I,

în

limba

română,

numere

bis*) 50 1.480.000 - - - - 3. Monitorul

Oficial,

Partea

I,

în

limba

maghiară 250 6.585.000 1.646.250 1.646.250 1.646.250 1.646.250

4. Monitorul

Oficial,

Partea

a

II-a 300 10.380.000 2.595.000 2.595.000 2.595.000 2.595.000

5. Monitorul

Oficial,

Partea

a

III-a 700 2.105.000 526.250 526.250 526.250 526.250

6. Monitorul

Oficial,

Partea

a

IV-a 2.100 8.900.000 2.225.000 2.225.000 2.225.000 2.225.000

7. Monitorul

Oficial,

Partea

a

VI-a 250 8.195.000 2.048.750 2.048.750 2.048.750 2.048.750

8. Colecția

Legislația

României 4 2.070.000 517.500 569.250 626.150 688.750

9. Colecția

de

hotărâri

ale

Guvernului

și

alte

acte

normative 12 3.450.000 862.500 948.750 1.043.600 1.147.950

10. Repertoriul

actelor

normative 1 520.000 - - - - 11. Decizii

ale

Curții

Constituționale 1 390.000 - - - - 12. Ediții

trilingve 12 2.075.000 - - - - *)

Cu

excepția

numerelor

bis

în

care

se

publică

acte

cu

un

volum

extins

și

care

interesează

doar

un

număr

restrâns

de

utilizatori.

Publicațiile

Regiei

Autonome „Monitorul

Oficial"

menționate

la

punctele 1-7

sunt

purtătoare

de

T.V.A.

în

cotă

de 19%,

iar

cele

menționate

la

punctele 8-12

sunt

scutite

de

T.V.A.

Pentru

siguranța

clienților,

abonamentele

la

publicațiile

Regiei

Autonome „Monitorul

Oficial"

se

pot

efectua

prin

următorii

difuzori:

◆ COMPANIA

NAȚIONALĂ „POȘTA

ROMÂNĂ" - S.A. -

prin

oficiile

sale

poștale ◆

RODIPET - S.A. -

prin

toate

filialele ◆

INTERPRESS

SPORT - S.R.L. -

București,

str.

Hristo

Botev

nr. 6 (telefon/fax: 313.85.07; 313.85.08; 313.85.09) ◆

PRESS

EXPRES - S.R.L. -

Otopeni,

str.

Flori

de

Câmp

nr. 9 (telefon/fax: 772.66.87; 0745.133.712) ◆

M.T.

PRESS

IMPEX - S.R.L. -

București,

bd.

Basarabia

nr. 256 (telefon/fax: 255.48.15; 255.48.16) ◆

INFO

EUROTRADING - S.A. -

București,

Splaiul

Independenței

nr.202A (telefon/fax: 212.73.54) ◆

ZIRKON

MEDIA - S.R.L. -

București,

bd.

Nicolae

Grigorescu

nr. 29A,

bl.

N22,

ap. 38 (telefon/fax: 340.31.09) ◆

ACTA

LEGIS - S.R.L. -

București,

str.

Banul

Udrea

nr. 10, (telefon/fax: 411.91.79) ◆

CURIER

PRESS - S.R.L. -

Brașov,

str.

Traian

Grozăvescu

nr. 7 (telefon/fax: 0268/47.05.96) ◆

ELIDA - S.R.L. -

Brașov,

str.

Bisericii

Române

nr. 92 (telefon/fax: 0268/47.74.64) ◆

MIMPEX - S.R.L. -

Hunedoara,

str.

Ion

Creangă

nr. 2,

bl. 2,

ap. 1 (telefon/fax: 0254/71.92.43) ◆

CALLIOPE - S.R.L. -

Ploiești,

str.

Candiano

Popescu

nr. 36 (telefon/fax: 0244/51.40.52, 0244/51.48.01)