Legislație națională
HOTĂRÂRE · 1222 · 2024
HOTĂRÂRE nr. 1.222 din 2 octombrie 2024 pentru aprobarea măsurilor privind nivelul de siguranţă şi securitate în funcţionare a Sistemului electroenergetic naţional, precum şi a măsurilor în legătură cu realizarea stocurilor de siguranţă ale acestui sistem în ceea ce priveşte combustibilii şi volumul de apă din lacurile de acumulare pentru perioada 1 noiembrie 2024-31 martie 2025
Ce s-a schimbat? Citește cele două versiuni, una lângă alta.
Guvernul · ID sursă 289172
EliminatAdăugatIdentic
Surse, proveniență și limitele comparației
Sunt extrase articolele marcate în HTML-ul oficial, inclusiv notele din interiorul lor. Meniurile și comenzile paginii sunt omise; spațiile sunt normalizate pentru afișare. Preambulul și titlurile din afara articolelor nu sunt incluse. Aliniere după numărul articolului; renumerotările nu sunt interpretate juridic. Diferențele sunt calculate la nivel de cuvânt. Fișierele originale nu sunt modificate.
Textul formei disponibile
HOTĂRÂRE nr. 1.222 din 2 octombrie 2024 pentru aprobarea măsurilor privind nivelul de siguranță și securitate în funcționare a Sistemului electroenergetic național, precum și a măsurilor în legătură cu realizarea stocurilor de siguranță ale acestui sistem în ceea ce privește combustibilii și volumul de apă din lacurile de acumulare pentru perioada 1 noiembrie 2024-31 martie 2025 EMITENT GUVERNUL ROMÂNIEI Publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 994 din 4 octombrie 2024 În temeiul art. 108 din Constituția României, republicată , și al art. 6 lit. o) din Legea energiei electrice și a gazelor naturale nr. 123/2012 , cu modificările și completările ulterioare, Guvernul României adoptă prezenta hotărâre. + Articolul 1 (1) Se constituie Comandamentul energetic de iarnă, având, în principal, următoarele obiective: a) monitorizarea funcționării Sistemului electroenergetic național și a Sistemului național de transport al gazelor naturale în perioada 1 noiembrie 2024-31 martie 2025; ... b) identificarea situațiilor de disfuncționalitate ce pot apărea în sectorul de energie și în cel de gaze naturale în perioada 1 noiembrie 2024-31 martie 2025 și stabilirea măsurilor operative, altele decât cele administrative, privind nivelul de siguranță și securitate în funcționarea Sistemului electroenergetic național și a Sistemului național de transport al gazelor naturale, precum și măsurile operative privind stocurile de combustibil; ... c) informarea Guvernului, ori de câte ori situația o impune, asupra măsurilor prevăzute la lit. b) , precum și a problemelor ce nu pot fi soluționate în cadrul Comandamentului energetic de iarnă. ... (2) Măsurile aprobate prin prezenta hotărâre sunt de competența autorităților și instituțiilor publice cu atribuții în domeniul energiei, prevăzute în cadrul Comandamentului energetic de iarnă. + Articolul 2 (1) Comandamentul energetic de iarnă se constituie din reprezentanți ai instituțiilor și autorităților statului competente în domeniul energiei, precum și ai operatorilor economici din sectorul energiei electrice și al gazelor naturale, în componența prevăzută în anexa nr. 1 . (2) Instituțiile și autoritățile statului competente în domeniul energiei, precum și operatorii economici prevăzuți la alin. (1) desemnează în cadrul Comandamentului energetic de iarnă un număr de maximum 2 reprezentanți fiecare. + Articolul 3 Componența nominală a Comandamentului energetic de iarnă se stabilește prin ordin al ministrului energiei în termen de 15 zile de la data intrării în vigoare a prezentei hotărâri. + Articolul 4 Se aprobă Analiza estimativă și măsurile privind funcționarea în bune condiții a Sistemului electroenergetic național în perioada 1 noiembrie 2024-31 martie 2025, cuprinsă în anexa nr. 2 . + Articolul 5 Anexele nr. 1 și 2 fac parte integrantă din prezenta hotărâre. PRIM-MINISTRU ION-MARCEL CIOLACU Contrasemnează: Ministrul energiei, Sebastian-Ioan Burduja Secretarul general al Guvernului, Mircea Abrudean p. Ministrul dezvoltării, lucrărilor publice și administrației, Marin Țole, secretar de stat p. Ministrul mediului, apelor și pădurilor, Ionuț Sorin Banciu, secretar de stat București, 2 octombrie 2024. Nr. 1.222. + Anexa nr. 1 COMPONENȚA Comandamentului energetic de iarnă 1. Ministerul Energiei ... 2. Ministerul Dezvoltării, Lucrărilor Publice și Administrației ... 3. Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei - membru observator ... 4. Administrația Națională Apele Române ... 5. Operatorii de transport și sistem: – Compania Națională de Transport al Energiei Electrice Transelectrica - S.A. ... – Societatea Națională de Transport Gaze Naturale Transgaz - S.A. Mediaș ... ... 6. Operatori economici din sectorul energie și gaze naturale: – Societatea de Producere a Energiei Electrice în Hidrocentrale Hidroelectrica - S.A. ... – Societatea Națională Nuclearelectrica - S.A. ... – Societatea Complexul Energetic Oltenia - S.A. ... – Societatea Electrocentrale Craiova - S.A. ... – Societatea Complexul Energetic Valea Jiului - S.A. ... – Societatea Electrocentrale București - S.A. ... – Societatea Națională de Gaze Naturale Romgaz - S.A. ... – Societatea OMV Petrom - S.A. ... – Societatea Distribuție Energie Electrică România - S.A. ... – Societatea Rețele Electrice Muntenia - S.A. ... – Societatea Distribuție Oltenia - S.A. ... – Societatea Delgaz Grid - S.A. ... – Filiala de Înmagazinare Gaze Naturale DEPOGAZ Ploiești - S.R.L. ... – Societatea E.ON România ... – Societatea Engie Romania - S.A. ... – Societatea Distrigaz Sud Rețele - S.R.L. ... ... 7. Societatea Operatorul Pieței de Energie Electrică și de Gaze Naturale OPCOM - S.A. ... + Anexa nr. 2 ANALIZA ESTIMATIVĂ ȘI MĂSURILE privind funcționarea în bune condiții a Sistemului electroenergetic național în perioada 1 noiembrie 2024-31 martie 2025 Prezentul document are ca obiective principale evaluarea consumului intern de energie electrică și termică în cogenerare al țării în perioada 1 noiembrie 2024-31 martie 2025, pentru satisfacerea acestuia în condiții de calitate și siguranță în alimentare și funcționare sigură și stabilă a Sistemului electroenergetic național, stabilirea resurselor energetice necesare, precum și evaluarea resurselor financiare aferente. La elaborarea acestui document au fost avute în vedere prevederile art. 3 din Regulamentul (UE) 2019/943 al Parlamentului European și al Consiliului din 5 iunie 2019 privind piața internă de energie electrică. Evidențiem principiul statuat la lit. n) a art. 3 din regulamentul menționat, conform căruia: (n) normele pieței permit intrarea și ieșirea întreprinderilor producătoare de energie electrică și a întreprinderilor de stocare a energiei și a întreprinderilor furnizoare de energie electrică pe baza evaluării efectuate de întreprinderile respective cu privire la viabilitatea economică și financiară a operațiunilor lor. ... De asemenea, au fost avute în vedere prevederile art. 3 alin. (3) din Directiva (UE) 2019/944 a Parlamentului European și a Consiliului din 5 iunie 2019 privind normele comune pentru piața internă de energie electrică și de modificare a Directivei 2012/27/UE, conform cărora: „(3) Statele membre se asigură că nu există obstacole nejustificate în cadrul pieței interne de energie electrică în ceea ce privește intrarea pe piață, funcționarea pieței și ieșirea de pe piață, fără a aduce atingere competențelor rezervate statelor membre în relațiile cu țări terțe.“, precum și ale art. 23 alin. (12) din Legea energiei electrice și a gazelor naturale nr. 123/2012 , cu modificările și completările ulterioare, potrivit cărora: „(12) Participarea la oricare piață de energie electrică este voluntară pentru participanții la piață.“ A. Estimarea balanței producție-consum de energie electrică și termică în cogenerare pentru perioada 1 noiembrie 2024-31 martie 2025 A1. Estimarea consumului brut de energie Temperaturile medii lunare realizate în perioada noiembrie 2023-martie 2024 au fost mai ridicate decât mediile lunare multianuale în tot intervalul. Cea mai mare abatere față de temperatura medie multianuală s-a înregistrat în luna februarie (mai cald cu 6,2 °C), iar cea mai mică în luna noiembrie (mai cald cu 0,9 °C). În tabelul nr. 1 evidențiem valorile medii lunare ale temperaturilor înregistrate în ultimii ani în lunile de iarnă prin raportare la norma climatologică standard. Tabelul nr. 1 - Valorile medii lunare ale temperaturilor înregistrate în ultimii ani în lunile de iarnă și norma climatologică standard [°C] Norma Luna 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 4,6 Noiembrie 5 4,7 8,7 4,2 5,7 4,6 5,5 - –0,4 Decembrie 1,5 –0,8 2,3 2,9 1,1 0 2,5 - –1,9 Ianuarie –6 0 –2,1 –0,7 –0,1 –0,8 3,2 –0,2 –0,2 Februarie 0,5 –0,7 1,5 2,9 1,4 2,1 0,7 6,0 4,1 Martie 6,9 2,4 6,4 2,6 4,2 2,0 5,5 6,9 La nivelul anului 2024, datorită scăderii prețului la energia electrică în contextul unor temperaturi exterioare lunare mai mari decât în anul anterior (excepție luna ianuarie) și al creșterii producției nemăsurate aferente panourilor fotovoltaice ale prosumatorilor, consumul brut de energie electrică măsurat a înregistrat în prima jumătate a anului o creștere de cca 2% față de aceeași perioadă a anului precedent. Conform informațiilor Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei, denumită în continuare ANRE, puterea instalată în panourile fotovoltaice ale prosumatorilor era de 1.780 MW la data de 31 mai 2024, dublul puterii instalate la data de 31 mai 2023. Pentru iarna 2024-2025 s-a estimat o putere instalată de cca 2.200 MW, iar pentru producția aferentă acestora s-a considerat un grad de încărcare similar cu al centralelor electrice fotovoltaice pentru care există aparate de măsură. Evoluția consumului brut de energie electrică din ultimii ani, precum și informații privind valorile de consum înregistrate în perioada de iarnă 2023-2024 sunt prezentate în tabelele nr. 2 și 3 de mai jos: Tabelul nr. 2 - Valorile consumului intern brut de energie electrică realizate în ultimii ani în lunile de iarnă [GWh] Luna/Anul 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 Ianuarie 5551 5630 5896 5671 5819 5593 5625 5536 4893 5156 Februarie 4979 4971 5177 5313 5178 5141 5189 4858 4582 4605 Martie 5176 5135 5204 5769 5266 5093 5551 5243 4751 4791 Noiembrie 5019 5258 5277 5340 5091 5237 5142 4621 4650 - Decembrie 5242 5638 5502 5733 5391 5528 5576 4880 4980 - Tabelul nr. 3 - Valorile consumului, producției la vârf și temperaturile realizate în perioada 1 noiembrie 2023-31 martie 2024 Luna Noiembrie 2023 Decembrie 2023 Ianuarie 2024 Februarie 2024 Martie 2024 Consumul intern brut de energie electrică Total 24.182 GWh [GWh] 4650 4980 5156 4605 4791 Vârful maxim de consum [MW] 8278 8656 8785 8378 8090 Temperatura medie lunară realizată [°C] 5,5 2,5 –0,2 6,0 6,9 Temperatura medie lunară multianuală [°C] 4,6 –0,4 –1,9 –0,2 4,1 Abaterea față de norma climatologică standard [°C] 0,9 2,9 1,7 6,2 2,8 Vârful maxim de producție [MW] 8637 8958 9194 9023 9336 Pentru estimarea consumului brut de energie electrică al țării aferent perioadei 1 noiembrie 2024-31 martie 2025, Dispecerul Energetic Național, denumit în continuare DEN, a considerat un scenariu mediu, cu temperaturi în jurul mediilor lunare multianuale, și un scenariu pesimist, cu temperaturi medii lunare mai scăzute cu până la 2 °C față de cele multianuale. În scenariul mediu, pentru lunile din perioada noiembrie 2024-martie 2025, în ipoteza unor temperaturi similare celor multianuale, s-a aplicat o corecție pozitivă cu temperatura între 1,1% și 3,9%, luând ca referință perioada similară din iarna 2023-2024 în care temperatura medie a sezonului a fost cu cca 2,9 °C peste cea multianuală. De asemenea, anul 2025 nemaifiind bisect, luna februarie va avea 28 de zile. Din valorile obținute s-au scăzut cca 20-30 GWh, reprezentând producția estimată pentru prosumatorii noi în luna respectivă. În aceste condiții, consumul intern brut prognozat în scenariul mediu pentru intervalul 1.11.2024-31.03.2025 este de 24.670 GWh, cu cca 2% mai mare decât valoarea de 24.182 GWh înregistrată în iarna anterioară. În scenariul pesimist s-a făcut o analiză similară, considerând pentru fiecare lună temperaturi medii mai scăzute cu cca 2 °C decât cele multianuale, ceea ce determină un consum lunar cu până la 230 GWh mai mare decât în scenariul mediu. Consumul intern brut prognozat în acest scenariu pentru intervalul 1.11.2024-31.03.2025 este de 25.650 GWh, cu cca 6% mai mare decât valoarea de 24.182 GWh înregistrată în sezonul de iarnă precedent. Pentru aceeași perioadă, respectiv noiembrie 2024-martie 2025, Comisia Națională de Strategie și Prognoză, denumită în continuare CNSP, a prognozat un consum mediu de 23.937 GWh, având în vedere prognoza de creștere economică de 3,4% pentru anul 2024 și de 4,0% pentru anul 2025. Ținând cont de aceste ipoteze, prognozele de consum sunt prezentate în tabelul nr. 4 de mai jos: Tabelul nr. 4 - Consumul intern de energie electrică - valori estimate - medii lunare [GWh] Luna Noiembrie 2024 Decembrie 2023 Ianuarie 2024 Februarie 2025 Martie 2025 Prognoză DEN Scenariu mediu 4670 5120 5220 4740 4920 Prognoză DEN Scenariu pesimist 4830 5320 5400 4970 5130 Prognoză CNSP 4521 4904 5135 4624 4753 Realizat noiembrie 2023-martie 2024 4650 4980 5156 4605 4791 Având în vederea evoluția consumului de energie electrică din ultimele perioade de iarnă, dar și faptul că estimările meteorologice de lungă durată au un grad ridicat de incertitudine, balanța producție-consum va conține ambele scenarii analizate de DEN, respectiv scenariul mediu, în care consumul intern brut prognozat pentru intervalul 1.11.2024-31.03.2025 este de 24.670 GWh, cu cca 2% mai mare decât valoarea de 24.182 GWh înregistrată în iarna anterioară, precum și scenariul pesimist în care a fost prognozată o creștere a consumului la valoarea de 25.650 GWh, cu cca 6% mai mare decât valoarea de 24.182 GWh înregistrată în sezonul de iarnă 2023-2024. ... A2. Estimarea producției de energie electrică și termică în cogenerare În cadrul balanței de energii estimată pentru perioada 1 noiembrie 2024-31 martie 2025 au fost incluși producătorii de energie electrică și producătorii de energie electrică și termică în cogenerare cu unități dispecerizabile, precum și o parte dintre producătorii de energie electrică și termică în cogenerare aferenți unităților administrativ-teritoriale, considerați relevanți de către Ministerul Dezvoltării, Lucrărilor Publice și Administrației. În vederea estimării producției au fost avute în vedere unitățile de producție existente și funcționale, precum și cele puse în funcțiune în cursul anului 2024 (183 MW, în principal pe bază de producție din surse regenerabile). Producțiile estimate și comunicate de producătorii clasici de energie electrică și de energie electrică și termică în cogenerare s-au bazat pe estimările din cadrul bugetelor de venituri și cheltuieli aprobate în anul 2024, respectiv pe contractele de vânzare a energiei electrice aflate în derulare sau care se estimează a fi încheiate. Pentru energia regenerabilă s-au estimat producții de energie similare cu cele din sezonul anterior în centralele eoliene și în cele care funcționează pe biomasă, producții mai mari cu până la 15% în cele fotovoltaice, ținând cont de puterile noi instalate în acest tip de centrale și mai mici în centralele hidroelectrice, corespunzătoare unui sezon secetos. La nivelul prosumatorilor se estimează existența unei puteri instalate de circa 1.780 MW în perioada de iarnă, pentru producția aferentă acestora considerându-se un grad de încărcare similar cu al centralelor electrice fotovoltaice de puteri mari. ... A3. Soldul de schimb de energie electrică Referitor la soldul de import/export (tabelul 5), față de sezonul de iarnă anterior, în contextul unui consum estimat mai mare, DEN a considerat un sold de import pentru fiecare lună, pornind și de la evoluția schimburilor transfrontaliere din anii anteriori. În acest sens, valorile lunare ale soldului de import au fost estimate la 100 GWh (un total de 500 GWh) în scenariul mediu și 250 GWh în cel pesimist (un total de cca 1.250 GWh). Totodată, CNSP a estimat, pentru perioada noiembrie 2024-martie 2025, un sold total de export de 1.175 GWh, cu mențiunea că această estimare este supusă unor riscuri privind evoluția contextului geopolitic actual și a condițiilor climatice, având valabilitate limitată în timp. Tabelul nr. 5 - Valorile soldului de schimb export-import („+“ import; „–“ export) Sold Estimare [UM] [GWh] Noiembrie 2024 Decembrie 2024 Ianuarie 2025 Februarie 2025 Martie 2025 Cumulat DEN scenariul mediu 100 100 100 100 100 500 scenariul pesimist 250 250 250 250 250 1.250 CNSP –125 –300 –280 –335 –135 –1.175 Deși soldul de schimb, ca valori medii lunare, rezultat din balanța producție-consum (tabelul nr. 6) indică un import pe primele cinci luni în scenariul mediu și, respectiv, pe toată perioada în scenariul pesimist, acest lucru nu se va regăsi pe toate intervalele de tranzacționare. Față de cel prognozat, nivelul soldului de schimb va varia în funcție de condițiile unui preț mai mic/mare din exterior față de prețul energiei produse în țară, de condițiile climatice înregistrate la nivel regional, precum și de existența unei lipse crescute/excedent de oferte de vânzare a energiei electrice la nivel național. Eventuala intrare în funcțiune a unor noi capacități de producere în perioada analizată (parcuri fotovoltaice, centrale eoliene, noi capacități instalate de prosumatori, centrala Iernut) poate afecta, de asemenea, nivelul soldului de schimb. ... A4. Balanța producție internă-consum intern - soldul de schimb de energie electrică Tabelul nr. 6 - Balanța producție-consum de energie electrică Producția și consumul brut de energie electrică Producția și consumul brut de energie electrică Prognoza valorilor medii lunare pentru perioada 1 noiembrie 2024-31 martie 2025 UM Noiembrie 2024 Decembrie 2024 Ianuarie 2025 Februarie 2025 Martie 2025 Cumulat TOTAL PRODUCȚIE S.E.N. PROGNOZATĂ mii MWh 4.548,299 4.683,659 4.928,384 4.630,561 5.062,827 23.853,730 MW 6.317,082 6.295,241 6.624,172 6.653,105 6.804,874 6.582,155 CĂRBUNE mii MWh 560,064 581,125 606,205 563,973 603,477 2.914,845 MW 777,867 781,083 814,792 810,306 811,125 804,317 HIDROCARBURI mii MWh 1.123,235 1.169,558 1.349,203 1.205,244 1.207,829 6.055,068 MW 1.560,048 1.571,986 1.813,445 1.793,518 1.623,426 1.670,825 NUCLEAR mii MWh 900,000 932,976 932,976 841,344 926,521 4.533,817 MW 1.250,000 1.254,000 1.254,000 1.252,000 1.245,324 1.251,053 SURSE REGENERABILE din care mii MWh 1.965,000 2.000,000 2.040,000 2.020,000 2.325,000 10.350,000 MW 2.729,167 2.688,172 2.741,935 3.005,952 3.125,000 2.855,960 în centrale hidroelectrice* mii MWh 1.100,000 1.200,000 1.100,000 1.100,000 1.500,000 6.000,000 MW 1.527,778 1.612,903 1.478,495 1.636,905 2.016,129 1.655,629 Total eoliene, fotovoltaice, biomasă, respectiv mii MWh 865,000 800,000 940,000 920,000 825,000 4.350,000 MW 1.201,389 1.075,269 1.263,441 1.369,048 1.108,871 1.200,331 în centrale eoliene mii MWh 750,000 700,000 810,000 750,000 600,000 3.610,000 MW 1.041,667 940,860 1.088,710 1.116,071 806,452 996,137 în centrale fotovoltaice, inclusiv prosumatori mii MWh 80,000 65,000 90,000 130,000 185,000 550,000 MW 111,111 87,366 120,968 193,452 248,656 151,766 în centrale pe biomasă mii MWh 35,000 35,000 40,000 40,000 40,000 190,000 MW 48,611 47,043 53,763 59,524 53,763 52,428 CONSUM BRUT ȚARĂ scenariul mediu mii MWh 4.670,000 5.120,000 5.220,000 4.740,000 4.920,000 24.670,000 MW 6.486,111 6.881,720 7.016,129 7.053,571 6.612,903 6.807,395 CONSUM BRUT ȚARĂ scenariul pesimist mii MWh 4.830,000 5.320,000 5.400,000 4.970,000 5.130,000 25.650,000 MW 6.708,333 7.150,538 7.258,065 7.395,833 6.895,161 7.077,815 ACOPERIRE CONSUM din producția internă scenariul mediu mii MWh –121,701 –436,341 –291,616 –109,439 142,827 –816,270 MW –169,029 –586,480 –391,957 –162,855 191,971 –225,240 ACOPERIRE CONSUM din producția internă** scenariul pesimist mii MWh –281,701 –636,341 –471,616 –339,439 –67,173 –1.796,270 MW –391,251 –855,297 –633,893 –505,117 –90,287 –495,660 * Valorile includ și producția aferentă autoproducătorilor, precum și a centralelor deținute de Societatea de Producere a Energiei Electrice în Hidrocentrale Hidroelectrica - S.A. de la Porțile de Fier I și II. În funcție de evoluția situației hidrologice, valorile pot suferi modificări. ** Valorile cu minus reprezintă practic necesarul de import, medie lunară. Analizând valorile estimative medii lunare și având în vedere evoluția producției interne de energie electrică din iernile anterioare, se constată că închiderea balanței producție- consum va fi direct influențată de producțiile din surse regenerabile și că, în condiții meteorologice deosebite (viscol, secetă pedologică, temperaturi extrem de reci etc.), vor exista perioade de neacoperire a vârfurilor de consum de energie electrică din producția internă. În același timp, în cazul în care se va înregistra o scădere a consumului de energie electrică pe fondul unor temperaturi ridicate pe perioada de iarnă, valorile de import și potențialele perioade de neacoperire a vârfurilor de consum ar putea fi mai reduse decât cele estimate. ... A5. Producția de energie termică a principalilor furnizori de căldură, producători de energie termică în cogenerare În cazul energiei termice, estimările primite din partea centralelor care furnizează agent termic pentru populație, producători de energie electrică în cogenerare, acoperă un consum mediu de energie termică de 6,11 mil. Gcal. Estimările sunt făcute în ipoteza că centralele în cogenerare vor avea posibilitatea de a-și asigura combustibilul necesar pentru producerea de energie electrică și termică (în principal gaze naturale). Tabelul nr. 7 - Prognoza producției de energie termică pentru a fi livrată în principalele centrale termoelectrice și termice Producția de energie termică 1 noiembrie 2024-31 martie 2025 Noiembrie 2024 Decembrie 2024 Ianuarie 2025 Februarie 2025 Martie 2025 [mii Gcal] 933,195 1.352,924 1.408,126 1.201,717 1.216,798 ... A6. Estimarea balanței stocurilor de combustibili și volumele de apă din principalele acumulări energetice pentru perioada 1 noiembrie 2024-31 martie 2025 A6.1. Combustibili Având în vedere stocurile necesar a fi constituite de producători, precum și cantitățile de energie electrică și energie termică în cogenerare prognozate a fi produse în intervalul 1 noiembrie 2024-31 martie 2025, de 23,9 TWh și, respectiv, 6,11 mil. Gcal, achiziția, consumul și stocurile de combustibili la finele lunilor de analiză sunt estimate după cum urmează în tabelul următor: Tabelul nr. 8 - Estimarea privind achiziția și consumul de combustibili în principalele centrale termoelectrice Achiziția și consumul de combustibili* U.M. Noiembrie 2024 Decembrie 2024 Ianuarie 2025 Februarie 2025 Martie 2025 Cumulat Achiziții de combustibili Cărbune mii tone 1.107,900 1.081,500 1.094,600 1.034,100 1.117,800 5.435,900 Gaze mil. mc 267,415 321,083 373,682 328,393 330,315 1.620,887 Păcură mii tone 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 Biomasă mii tcc 8,000 8,000 8,000 8,000 8,000 40,000 Consum de combustibili Cărbune mii tone 1.108,000 1.156,000 1.166,899 1.084,831 1.156,873 5.672,603 Gaze mil. mc 274,521 323,120 376,115 331,469 333,363 1.637,760 Păcură mii tone 0,105 0,109 0,109 0,098 0,109 0,529 Biomasă mii tcc 7,000 7,400 9,700 8,200 7,700 40,000 * Nu sunt cuprinse datele aferente centralelor termoelectrice aferente autoproducătorilor. ... A6.2. Volumul de apă din principalele lacuri de amenajare În baza prognozei meteorologice elaborate de Administrația Națională de Meteorologie și a prognozei hidrologice realizate de Institutul Național de Hidrologie și Gospodărire a Apelor, Administrația Națională Apele Române, denumită în continuare ANAR, în calitate de administrator al apelor din domeniul public al statului, a elaborat Prognoza valorilor minimale ale stocurilor de apă din principalele lacuri de acumulare pentru perioada 1 noiembrie 2024-31 martie 2025. Analizând estimările ANAR și ținând cont de faptul că prognozele elaborate pe o perioadă lungă de timp sunt caracterizate printr-un grad relativ redus de realizare/corectitudine, rezervele de apă din principalele lacuri de amenajare au fost estimate luând în considerare asigurarea în mod continuu a cerințelor de apă pentru populație și a altor cerințe social-economice esențiale, precum și necesarul resursei hidro în balanța producție-consum de energie electrică. În tabelul următor sunt prezentate volumele minimale de apă, corespunzătoare sfârșitului de lună, în principalele acumulări energetice. Tabelul nr. 9 - Rezervele de apă corespunzătoare sfârșitului de lună Perioada Noiembrie 2024 Decembrie 2024 Ianuarie 2025 Februarie 2025 Martie 2025 Acumulări energetice V_NNR V_brut c.u. V_brut c.u. V_brut c.u. V_brut c.u. V_brut c.u. Bazin hidrografic (B.H.) mil. mc mil. mc % mil. mc % mil. mc % mil. mc % mil. mc % Vidraru (B.H. Argeș) 462,2 315 68 306 66 287 62 262 57 240 52 Izvorul Muntelui (B.H. Bistrița) 1.122 590 52 490 43 390 34 290 26 227 20 Vidra (B.H. Lotru) 340,3 191 56 190 55 183 53 150 44 90 26 Fântânele (B.H. Someș) 195,45 129 66 103 52 102 52 92 47 80 41 Drăgan (B.H. Crișul Repede) 111,95 68 61 54 48 54 48 52 46 46 41 Oașa (B.H. Sebeș) 126,67 74 58 55 43 53 41 52 41 48 37 Valea lui Iovan (B.H. Cerna) 122,12 81 66 70 57 66 54 57 47 49 40 Gura Apelor (B.H. Râul Mare) 194,02 60 31 50 25 40 20 30 15 20 10 Siriu (B.H. Buzău) 76,42 56 73 54 71 54 71 53 70 53 70 Poiana Mărului (B.H. Bistra Mărului) 94,06 65 69 48 51 46 49 39 41 31 33 Pecineagu (B.H. Dâmbovița) 60,3 28 46 28 46 28 46 28 46 28 46 Râușor (B.H. Târgului) 52,34 36 69 33 63 33 63 32 61 30 57 V_NNR = volumul brut corespunzător nivelului normal de retenție. c.u. = coeficient de umplere corespunzător volumelor brute. ... ... A7. Stocuri Tabelul nr. 10 - Stocurile estimate a fi constituite până la 1 noiembrie 2024 UM Estimat 1.11.2024 Realizat 1.11.2023 Cărbune mii tone 811 1,000 Păcură mii tone 1,3 1,2 Gaze naturale înmagazinate* mld. mc 3,10 3,26 Rezerva de energie echivalentă în principalele lacuri mii MWh 1.832 2.347 * Obligația de stocare este de 2,85 mld. mc, respectiv 90% din capacitatea de stocare. Tabelul nr. 11 - Estimarea evoluției stocurilor de combustibil la sfârșitul fiecărei luni Stoc de combustibili [mii tone] Noiembrie 2024 Decembrie 2024 Ianuarie 2025 Februarie 2025 Martie 2025 Cărbune 771,079 676,579 574,280 523,549 484,476 Păcură 1,195 1,087 0,978 0,880 0,772 Biomasă 15,000 15,600 13,900 13,700 14,000 Grad de umplere depozite înmagazinare gaze 95 85 75 65 50 Tabelul nr. 12 - Valorile minime ale energiei echivalente și gradul de umplere în marile lacuri de acumulare la sfârșitul fiecărei luni Estimat Energie echivalentă [mii MWh] Octombrie 2024 Noiembrie 2024 Decembrie 2025 Ianuarie 2025 Februarie 2025 Martie 2025 1.832 1.622 1.388 1.239 1.002 728 Coeficient de umplere* [%] 59 52 44 39 32 23 * Corespunzător volumelor utile. Operatorul economic producător de energie electrică în hidrocentrale are obligația de a monitoriza permanent nivelul stocurilor de apă, astfel încât să asigure în lacurile de acumulare, la sfârșitul fiecărei luni, o rezervă de energie mai mare sau cel puțin egală cu cea din tabelul nr. 12. Prin exploatarea centralelor hidroelectrice, operatorul economic producător de energie electrică în hidrocentrale va urmări ca valorile volumelor de apă din amenajările hidroenergetice să se încadreze în Programele de exploatare a principalelor lacuri de acumulare ce vor fi elaborate lunar de către ANAR și reactualizate în cazul producerii unor modificări majore ale regimului hidrologic, în scopul satisfacerii cu prioritate a cerințelor de apă pentru populație și a altor cerințe social-economice esențiale. În cazul unui deficit hidrologic accentuat, la solicitarea Comandamentului energetic de iarnă se vor conveni măsurile necesare astfel încât să nu fie pusă în pericol funcționarea sigură și stabilă a Sistemului electroenergetic național, în urma unor analize efectuate cu toți factorii implicați. ... ... B. Măsuri pentru derularea în bune condiții a activităților operatorilor economici pe perioada 1 noiembrie 2024-31 martie 2025 Balanța de energie electrică (producție-consum), producția de energie termică produsă în cogenerare, achizițiile și stocurile de combustibili, precum și volumele de apă din marile amenajări hidroenergetice reprezintă elemente ale unui scenariu orientativ care va putea suferi ajustări în funcție de cerințele de asigurare a securității în exploatare și stabilității în funcționare a Sistemului electroenergetic național, de modificările climatice înregistrate, precum și în funcție de Programele lunare de exploatare a principalelor lacuri de acumulare, în concordanță cu situațiile care pot apărea, fără a mai fi necesară modificarea prezentei anexe. Pentru a se asigura un nivel de certitudine suficient de ridicat în acoperirea curbei de sarcină a SEN, chiar și la apariția unor situații-limită conform scenariilor evaluate de DEN, operatorul de transport și de sistem consideră necesară îndeplinirea unor măsuri și acțiuni de pregătire și monitorizare a funcționării SEN, după cum urmează: 1. asigurarea din timp, la nivelul tuturor producătorilor de energie electrică, a cantităților de resurse energetice primare care să asigure alimentarea cu energie electrică a consumului, precum și a rezervelor necesare acoperirii dezechilibrelor generate de subcontractarea pe piețele de energie electrică, de ieșirile accidentale din funcțiune ale grupurilor energetice, disfuncționalitățile generate de condițiile meteorologice deosebite, creșteri ale consumului peste valorile estimate etc.; ... 2. realizarea unui stoc de combustibil de siguranță în centralele cu funcționare pe cărbune. În situații excepționale prevăzute de lege, pentru buna desfășurare a activității și a îmbunătățirii fluxului de combustibili, operatorii economici pot accesa, potrivit legislației în vigoare, în condiții de piață, combustibilii de la rezervele de stat; ... 3. asigurarea unei rezerve energetice minime în lacurile aferente centralelor hidroelectrice; ... 4. asigurarea alimentării cu gaze naturale a centralelor cu funcționare pe gaze chiar în situații cu condiții meteorologice extreme (ger); ... 5. realizarea unui stoc de gaze naturale înmagazinate în depozite, într-un volum cel puțin la fel de mare ca cel din iarna 2023-2024. Neasigurarea precedentelor două măsuri poate avea un impact semnificativ din următoarele considerente: a) de natură tehnică - prin reducerea cantității de gaze naturale extrase zilnic din depozite, care poate conduce la degradarea parametrilor de funcționare ai rețelei naționale de transport al gazelor naturale, cu riscul de a indisponibiliza producția de energie a unor mari producători care dețin centrale electrice care funcționează pe gaze naturale, respectiv OMV Petrom - S.A. (CECC Brazi - 830 MW), SNGN Romgaz (CTE Iernut - 132 MW) și Electrocentrale București - S.A. (CET-uri însumând 500 MW); ... b) de natură comercială - generat de vulnerabilitatea față de importurile de gaze naturale, în special în cazul unei crize regionale de energie; ... ... 6. menținerea coordonării și colaborării instituționale între toate entitățile implicate în asigurarea măsurilor privind nivelul de siguranță și securitate în funcționare a Sistemului electroenergetic național și în realizarea stocurilor de siguranță (autoritățile guvernamentale, operatori de rețele electrice și de gaze naturale, producători etc.); ... 7. respectarea programului de realizare a stocurilor de cărbune, de gaze naturale și de apă până la intrarea în sezonul de iarnă 2024-2025; ... 8. realizarea programului de mentenanță în centralele electrice pentru asigurarea unei disponibilități cât mai crescute, astfel încât la apariția unei disfuncționalități/indisponibilități la grupurile energetice aflate în funcțiune, acestea să poată fi înlocuite/substituite de grupuri energetice aflate în rezervă; ... 9. creșterea disponibilității la Societatea de Producere a Energiei Electrice în Hidrocentrale Hidroelectrica - S.A. prin finalizarea lucrărilor de reparații la TH1 CHE Mărișelu și TH 1 Gâlceag. Menționăm că TH1 CHE Porțile de Fier 1 este retras din exploatare până la data de 14.02.2025, respectiv există reduceri de putere la TH 4 CHE Porțile de Fier 1 (aproximativ 95 MW) și la TH 6 CHE Porțile de Fier 1 (aproximativ 45 MW); ... 10. punerea în funcțiune după retehnologizare a TA5 CTE Rovinari - 330 MW și finalizarea probelor de calificare pentru furnizare de servicii tehnologice de sistem; funcționarea Societății Complexul Energetic Oltenia - S.A. va respecta prevederile din Decizia C/2022) 553 final din data de 26.01.2022; ... 11. punerea în funcțiune a primelor grupuri din centrala cu ciclu combinat Iernut TG5 - 66 MW și TG6 - 66 MW; ... 12. punerea în funcțiune a grupurilor din centrala electrică de la Midia Năvodari - Rompetrol de aproximativ 70 MW; ... 13. pornirea grupurilor din centrala CET Chimcomplex (Vâlcea) aproximativ 50 MW, cel puțin în perioade cu temperaturi scăzute; ... 14. disponibilizarea și realizarea lucrărilor de mentenanță la grupurile energetice în vederea funcționării în perioada sezonului de iarnă a TA5 - 105 MW și TA6 - 105 MW CET Brazi, TA1 - 50 MW CET Arad; ... 15. funcționarea CET Paroșeni se va face cu respectarea prevederilor Ordonanței de urgență a Guvernului nr. 79/2023 privind acordarea unui ajutor de stat Complexului Energetic „Valea Jiului“ - S.A. pentru închiderea și punerea în siguranță a extracției de huilă din cadrul exploatărilor miniere Lonea, Lupeni, Livezeni și Vulcan, aprobată cu completări prin Legea nr. 409/2023 , și ale Ordonanței de urgență a Guvernului nr. 129/2023 privind unele măsuri necesare pentru acordarea unui ajutor de stat pentru închiderea și punerea în siguranță a extracției de huilă către Societatea Complexul Energetic „Valea Jiului“ - S.A., aprobată cu modificări și completări prin Legea nr. 188/2024 ; ... 16. realizarea lucrărilor de mentenanță la grupurile energetice în vederea funcționării în perioada sezonului de iarnă; ... 17. finalizarea lucrărilor de mentenanță și asigurarea combustibililor energetici în vederea funcționării sistemelor centralizate de termoficare (atât a celor bazate pe grupuri de cogenerare, cât și a celor cu instalații termice de ardere) la nivel corespunzător, pentru a se evita creșterea consumului de energie electrică și de gaze naturale în urma substituirii energiei termice cu cea electrică sau cu gazele naturale; ... 18. îmbunătățirea/adaptarea cadrului legislativ și a procedurilor legale de creare și de folosire a stocurilor de combustibil aflate în rezerva de stat; ... 19. impulsionarea procesului de calificare a grupurilor energetice pentru furnizarea rezervelor de echilibrare în conformitate cu noile prevederi legale și de reglementare ( Ordinul președintelui Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 127/2021 pentru aprobarea Regulamentului privind clauzele și condițiile pentru furnizorii de servicii de echilibrare și pentru furnizorii de rezervă de stabilizare a frecvenței și a Regulamentului privind clauzele și condițiile pentru părțile responsabile cu echilibrarea și pentru modificarea și abrogarea unor ordine ale președintelui Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei, cu modificările și completările ulterioare), cu precădere pentru producătorii cu capital majoritar de stat; ... 20. prevederea de măsuri tehnice și organizatorice pentru asigurarea exploatării infrastructurii de transport terestru pe perioada iernii în condiții cât mai apropiate de cele normale, în mod special pe durata perioadelor meteorologice dificile/extreme (transport cărbune pe calea ferată, acces la mine, la sonde și la stații de gaze naturale, la depozite de gaze, la linii electrice aeriene, la centrale electrice regenerabile); ... 21. creșterea volumului de energie electrică contractată pe termen mediu și lung pentru alimentarea consumatorilor, pentru reducerea volumului cantităților de energie electrică cumpărate în piața pentru ziua următoare; ... 22. realizarea programului de mentenanță în rețeaua electrică de transport și în rețeaua electrică de distribuție pentru evitarea indisponibilizării centralelor electrice sau reducerii disponibilității centralelor electrice din cauza unor indisponibilități ale rețelelor electrice, respectiv de maximizare a capacității transfrontaliere la import de energie electrică; ... 23. trecerea de la soluții constructive provizorii la soluții definitive (de bază) în cazul rețelelor electrice de transport și de distribuție, eventual cu întăriri și îmbunătățiri constructive, acolo unde este cazul, pentru reducerea riscului de apariție a unor incidente și de afectare a consumatorilor și a producătorilor de energie electrică; ... 24. asigurarea de echipe de mentenanță și de intervenție pentru toate entitățile din sistemele de energie electrică și de gaze naturale pentru remedierea disfuncționalităților și asigurarea unui nivel de disponibilitate cât mai ridicat pentru infrastructurile proprii; ... 25. realizarea unui stoc suficient de materiale și componente pentru remedierea/înlocuirea defecțiunilor care apar în instalațiile energetice, astfel încât timpul de remediere să fie cât mai mic; ... 26. încheierea de contracte de deszăpezire pentru accesul rapid la instalațiile energetice al echipelor de intervenție; ... 27. asigurarea de grupuri Diesel pentru alimentarea consumatorilor sensibili, a agregatelor instalațiilor energetice pentru evitarea întreruperii alimentării extracției de gaze naturale, de țiței, de transport al combustibililor prin conducte, a serviciilor interne ale centralelor electrice; ... 28. scoaterea din conservare a grupului TA7 Turceni, în conformitate cu prevederile Ordonanței de urgență a Guvernului nr. 108/2022 privind decarbonizarea sectorului energetic, aprobată cu modificări și completări prin Legea nr. 334/2022 , cu modificările și completările ulterioare, și utilizarea acestuia în situații de criză energetică regională sau europeană și asigurarea unui stoc de cărbune care să îi asigure funcționarea pentru o perioadă de timp de aproximativ 10 zile; ... 29. activarea măsurilor din Planul de urgență pentru securitatea aprovizionării cu gaze naturale în România, în situația apariției unor situații de criză în aprovizionarea cu gaze naturale. În contextul energetic european actual sunt necesare mobilizarea tuturor resurselor energetice disponibile, pregătirea și aprobarea unui program de iarnă în domeniul energetic pentru iarna 2024-2025, respectiv colaborarea și coordonarea tuturor entităților din sectorul energetic, dar și a celor care asigură suport. În ceea ce privește echilibrarea SEN în primul semestru al acestui an, în urma analizelor efectuate la nivelul operatorului de transport și sistem, s-a observat o creștere accentuată a prețurilor energiilor de reglaj disponibile în piața de echilibrare, ceea ce a condus la costuri extrem de ridicate ale părților responsabile cu echilibrarea în urma decontării acestei piețe. Pentru perioada noiembrie 2024-martie 2025, în special în intervalele de vârf sau de gol de sarcină, este posibil să se mai înregistreze costuri foarte ridicate înregistrate în decontarea pieței de echilibrare. ... ... C. Măsuri suplimentare de siguranță și securitate în funcționare a Sistemului electroenergetic național În cazul situațiilor speciale care pot apărea în rețelele electrice de transport și distribuție cu ocazia manifestării unor fenomene meteorologice deosebite sau în situațiile în care apar defecțiuni, accidente sau avarii în instalații, operatorul de transport și sistem, precum și operatorii de distribuție concesionari vor informa fără întârziere concedentul în legătură cu apariția sau iminența unor situații de natură să facă imposibilă alimentarea cu energie electrică în zonele afectate. De asemenea, aceste informații vor fi transmise concomitent și Direcției generale management operațional, respectiv Departamentului pentru Situații de Urgență din cadrul Ministerului Afacerilor Interne. În cazul în care volumele de gaze naturale necesare pentru acoperirea consumului producătorilor de energie electrică și termică sunt afectate de incidente care intră în sfera situațiilor de criză la nivel de urgență pe piața gazelor naturale, în conformitate cu prevederile legale în vigoare, se pot lua unele măsuri, pe perioadă limitată, pentru a menține siguranța și securitatea în funcționare atât a Sistemului electroenergetic național, cât și a Sistemului național de transport al gazelor naturale. Astfel, pentru menținerea parametrilor tehnici de funcționare a Sistemului național de transport al gazelor naturale și asigurarea necesarului de consum casnic pot fi dispuse limitări privind consumul de gaze naturale ale centralelor termoelectrice și ale centralelor electrice de termoficare cu funcționare pe gaze naturale, potrivit reglementărilor legale în vigoare. Producătorii de energie afectați de această măsură și care au posibilitatea vor funcționa cu combustibil alternativ, respectiv cu păcură și/sau gaz furnal, având obligația de a constitui/contracta stocurile necesare suplimentare induse de această funcționare. ... D. Finanțarea programului de iarnă Achiziție combustibili Tabelul nr. 13 - Necesarul total de finanțare a programului de iarnă aferent perioadei 1 noiembrie 2024-31 martie 2025, pentru achiziția de combustibili Operatori economici Surse proprii, credite interne, subvenții Producători de energie electrică și producători de energie electrică și termică în cogenerare 5,0 mld. lei NOTĂ: Eventualele subvenții se acordă în condițiile prevăzute de art. 107 alin. (1) din Tratatul privind funcționarea Uniunii Europene, cu respectarea normelor europene și naționale în materia ajutorului de stat. ... ------
Preluat: 2026-09-30T07:15:30.417856+00:00 · SHA256: 80352ae92163124fcd641e467501ca59229dc981c5f70cb41aeb0eff1304bece