Legislație națională
ANEXĂ · 0 · 2003
ANEXA din 29 iulie 2003 privind "Foaie de parcurs în domeniul energetic din România"*)
Ce s-a schimbat? Citește cele două versiuni, una lângă alta.
Guvernul · ID sursă 47247
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
ANEXA din 29 iulie 2003
privind "Foaie de parcurs în domeniul energetic din România"*)
EMITENT GUVERNUL
Publicat în
MONITORUL OFICIAL nr. 581 bis din 14 august 2003
----------
Notă ...
*) Aprobată de Hotărârea nr. 890 din 29 iulie 2003 publicată în Monitorul Oficial, Partea I, nr. 581 din 14 august 2003.
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 piaţă energetică în România ........................................ 11 IV. Politica energetică în România ........................................................ 13 IV.1 Energia competitivă - baza unei economii competitive ................................ 13 IV.2 Rolul autorităţii de reglementare şi al operatorului de piaţă ......................... 15 IV.3 Investiţii şi privatizare prin participarea de capital privat şi investitori strategici 21 IV.4 Politica de preţuri şi protecţia socială .................................................................. 27 V. Mediul ................................................................................................. 35 VI. Restructurarea sectorului de producere a energiei electrice şi operarea producătorilor pe piaţă ..................................................................... 36 VI.1 Programul de dezvoltare energetică pentru perioada 2003-2015 ................. 38 VI.2 Programul de închidere a centralelor ............................................................. 39 VI.3 Siguranţa nucleară ......................................................................................... 39 VI.4 Programul de electrificări .............................................................................. 41 VII. Piaţa regională de energie electrică ................................................. 43
I. PRIVIRE DE ANSAMBLU ASUPRA SECTORULUI ENERGETIC DIN ROMÂNIA:
PREZENT ŞI VIITOR
Recunoscând progresele făcute de România pentru a avea o economie de piaţă functională, prezenta foaie de parcurs se concentrează asupra paşilor pe care-i mai are de parcurs în domeniul energiei şi accelerarea implementării mecanismelor necesare conform „aquis"-ului Uniunii Europene în sectorul energetic.
Foaia de parcurs a fost proiectată pe baza strategiei energetice şi politice a Guvernului României din sectorul energetic, identificând-se ţinte şi obiective specifice, programe, termene, căi de implementare, precum şi sursele financiare necesare.
Această foaie de parcurs a fost elaborată în mod special pentru sectoarele de energie electrică şi cel al gazelor naturale, iar unele sub-sectoare ca cele referitoare la cărbune/lignit şi petrol sau eficienţă 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 şi lung, care accentueaza nevoia economisirii energiei; • Modelul de piaţă şi structura pieţii, îmbunătăţirea cadrului legal şi de reglementări, precum şi reformele care trebuie să fie implementate pentru a răspunde cerinţelor acquis-lui comunitar şi care să facă posibil ca piaţa română de energie electrică şi gaze naturale să fie o piaţă competitivă în faţa forţelor pieţii din cadrul Uniunii Europene - prin întărirea mecanismelor competitive de piaţă prin metode, reguli şi reglementări stabile şi transparente care să fie implementate de către autorităţile de reglementare şi operatorii comerciali. În această ordine de idei, au fost identificate mecanismele şi problemele importante care să fie rezolvate; • Progresele înregistrate în reforma întreprinderilor publice în domeniul energetic, completate cu planuri de finalizare a restructurării lor; • Adaptarea cadrului de reglementare în vederea întăririi siguranţei în fumizare într-un cadru care să asigure compatibilitatea cu mecanismele de piaţă; • Reducerea şi eliminarea asimetriilor între mecanismele de piaţă în funcţiune în prezent şi prevederile Directivelor Uniunii Europene, care dacă nu s-ar aborda ar putea duce la crearea unor distorsiuni considerabile pe piaţa interna; • Accelerarea privatizării în sectorul de distribuţie a energiei electrice şi a gazelor naturale, precum şi în cel de producere a energiei folosind soluţii flexibile cum ar fi parteneriatul public, concomitent cu programele de închidere sau lichidare a capacităţilor energetice neviabile; • Delimitarea precisă a investiţiilor necesare ca investiţii publice şi/sau private.
NEVOIA DE DEZVOLTARE A SECTORULUI ENERGETIC
Sectorul energetic reprezintă infrastructura strategică de bază a economiei naţionale, pe care se bazează întreaga dezvoltare a ţării. În acelaşi timp, energia reprezintă o utilitate publică cu un puternic impact social.
Din aceste considerente, abordarea, dezvoltarea acestui sector important al economiei naţionale a României, este făcută cu mecanisme specifice ca pentru o utilitate de interes public, care are nevoie de mai multe mecanisme competitive, în care preţul să se formeze printr-o competiţie liberă între o diversitate de furnizori şi clienţi, care în mod gradual devin liberi să-şi cumpere energia de care au nevoie, bazat pe mecanisme de piaţă stabile şi transparente supravegheate de autorităţile de reglementare şi operatorii comerciali.
Evaluarea nevoii de energie s-a facut pe baza consumului de energie.
Proiecţia consumului de energie s-a făcut pornind de la necesitatea asigurării energiei necesare pentru:
• susţinerea programelor de dezvoltare a ţării • nevoia de a îmbunătăţi eficienţa energetică, protecţia mediului şi utilizarea optimă a resurselor.
În această ordine de idei, proiecţiile de consum de energie au fost bazate pe următoarele criterii specifice:
1. Evolutia PIB. Guvernul României, prin politica sa, susţine creşterea accelerată a PIB în vederea realizării obiectivului strategic de reducere a decalajului economic dintre România şi ţările Uniunii Europene. Ca urmare, s-au luat în considerare două scenarii de creştere 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 electricităţii, gazului natural şi al petrolului, precum şi terminării privatizării în celelalte sectoare economice. Scenariul alternativ a fost considerat având în vedere un posibil impact al tendinţelor manifestate în economia mondială asupra economiei României care ar putea duce la încetinirea dezvoltării anumitor sectoare economice. 2. Intensitatea energetică.
Scenariul de baza este cel prevăzutî strategia pentru eficienţă 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 intensităţii 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 ) şi este una din modalităţile cheie de evidenţiere a eficienţei energetice şi un reper important al economiei naţionale, 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 acelaşi ppc ca 1990 c) pentru anii 1998 şi 1999 indicatorul nu a fost calculat din lipsa ppc
Scăderea cu 3% a intensităţii energetice înregistrate anterior se datorează în principal schimbărilor structurale ale producţiei interne, astfel :
• scăderea contribuţiei industriei la totalul PIB de la 40,5% în 1990 la 33,2% în 1996 şi la 25,23% în 2000; • creşterea ponderii serviciilor.
În strategia de eficientizare energetică au fost incluse ţinte specifice pentru viitor de reducere a emisiilor de căldură şi a intensităţii energetice.
Intensitatea energetică este un indicator important în cadrul acestei Foi de Parcurs prin influenţa pe care o are asupra stabilirii cererii de putere.
În strategia privind eficienţa energetică este prevăzută următoarea prognoză a intensităţii 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 şi de Eficienţă Energetică în România este bazată pe obiective pe termen lung care reflectă cererile economiei naţionale referitoare la :
• asigurarea resurselor energetice şi a siguranţei energetice • eficienţă energetică • utilizarea resurselor regenerabile • protecţia mediului. Pentru a respecta principiile de bază menţionate mai sus şi armonizarea cu aquis-ul comunitar, structura energetică şi modelul de piaţă energetică prezentate în această Foaie de Parcurs sunt orientate către o piaţă total competitivă. Piaţa competitivă este formată din: • contracte bilaterale liber negociate între producătorii interni şi consumatorii eligibili sau cu alţi furnizori care vând energie electrică consumatorilor eligibili. Eligibilitatea va creşte gradual până la deschiderea totală a pieţei. Pe această piaţă, consumatorii eligibili, furnizorii de energie şi chiar companiile de distribuţie vor avea posibilitatea să comercializeze energie electrică direct, la preţuri liber negociate sau stabilite pe piaţa spot; • contracte negociate încheiate de producători şi auto-producători cu companiile de distribuţie şi de fumizare; • tranzacţii pe piaţă cu o zi înainte; • contracte de export, negociate direct de producător cu clienţi din afară; • utilizarea reţelelor, este asigurată în România prin reglementarea accesului nediscriminatoriu al terţilor, atât la reţeaua de transport, cât şi cea de distribuţie, pe bază de tarife publicate. Atât participanţii la piaţă existenţi, cât şi cei noi beneficiază de tratament transparent şi nediscriminatoriu, inclusiv în ceea ce priveşte accesul reglementat la reţelele de transport şi de distribuţie. Conectarea la reţele este serviciu public obligatoriu.
În prezent, piaţa en-gros de electricitate (REM) este structurată pe două nivele:
piata competitivă, piata reglementată.
Rolul pieţei reglementate este de a asigura tranzacţiile corelate, dintre producătorii şi furnizorii consumatorilor captivi, corespunzătoare consumului final al consumatorilor captivi. Preţurile pe această piaţă reglementată sunt stabilite în scopul acoperirii costurilor şi a unui nivel al profitului rezonabil. Cantitatea de electricitate tranzactionată reglementată va fi diminuată în mod gradat, în corelare cu deschiderea pieţei şi creşterea competiţiei pe piaţă.
Pe piaţa reglementată tranzacţiile cu energie electrică se fac pe bază de contracte reglementate (cu preţuri reglementate şi cantităţi determinate).
Pe piaţa reglementată se încheie următoarele contracte:
- contracte de portofoliu între principalii producători (cu preţuri şi cantităţi stabilite de reglementator); - contracte pentru energie electrică produsă în cogenerare (cu cantităţi şi preţuri reglementate); - contracte pe termen lung cu cantităţi reglementate, contracte "must run - must take" încheiate de Nuclearelectrică pentru întreaga producţie a centralei nucleare.
Luând în conisderare durata aranjamentelor contractuale, REM este structurată pe doua nivele:
- Primul nivel al pieţei cuprinde (I) contractele bilaterale ( reglementate) între producători şi distribuitori/furnizori licenţiaţi; (II) contracte bilaterale (negociate) între producători şi furnizori/consumatori eligibili acreditaţi. În perioada 2003-2004, contractele iniţiale şi contractele de opţiune iniţială vor fi dezvoltate, finalizate şi puse în practică, <lupa consultări cu toate părţile implicate. Din 2005 aceste contracte vor înlocui contractele de portofoliu actuale, care vor fi valabile încă 5 ani şi vor avea cantităţi reglementate diminuate stabilite în funcţie de deschiderea pieţei ( (din 2007 piaţa va fi deschisă în totalitate). După deschiderea totală a pieţei, preţurile reglementate la energie vor fi aplicate doar consumatorilor care nu îşi exercită dreptul de ieşi pe piaţă şi preferă să rămână fixaţi la tarifele reglementate. Tranzacţiile la acest prim nivel vor fi testate pe parcursul anului 2004 şi vor fi aplicate comercial începând cu 2005. - Al doilea nivel al pieţei este alcătuit din (I) tranzacţii cu o zi înainte ( pentru ziua următoare) care vor permite producătorilor, furnizorilor şi distribuitorilor/furnizorilor licenţiaţi să-şi ajusteze poziţiile contractuale stabilite anterior, în primul nivel al pieţei; (II) tranzacţiile serviciilor de sistem între producători şi operatorul de sistem ( Transelectrică); şi (III) tranzacţii în timp real pe piaţa de echilibrare între operatorul de sistem (Transelectrică) şi producători şi/sau furnizori.
În perioada 2003-2004 operatorul de sistem (OPCOM) va proiecta, va testa şi va deschide o Bursă de Energie pentru adaptarea tranzacţiilor cu o zi înainte ( pentru ziua următoare).
Producţia reglementată de energie hidro va fi fumizată fără discriminări către toţi distribuitorii/furnizorii licenţiaţi şi furnizori, prin intermediul Bursei de Energie (Capitolul VII din prezenta Foaie de parcurs).
I
Phare 200 1
Simulator  
Contracte futures, opţiuni 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 - Investiţie (Alstom)
COMITETUL DE COORDONARE A PIETEI
ENERGIEI
Consultanta în regim
„Twinning" - Banca Mondială (cu livrarea simulatorului pieţei şi actualizarea ulterioară a software-ului sistemului de
tranzacţionare şi settlement, conform evoluţiei pieţei)
ANEXA A
IMAGINE DE ANSAMBLU
privind alocarea sarcinilor principale în proiectele OPCOM
Cu fnregistrarea tuturor contractelor şi „settleme11t" pentru toate tranzacţiile
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 Piaţa spot I „Cu o zi înainte" 11 Aiustare" Reguli, Reglementări Re2uli, Re!!lementări SIMULATOR POWER EXCHANGE SIMULATOR POWER EXCHANGE Piaţa de echilibrare Administrată cu o zi înainte de Operatorul de Piaţă, 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 şi mecanisme de garantare inclusiv cliring} Reguli, Reglementări
PIATA FIZICĂ
PIAŢA FINANCIARĂ
LEGENDĂ:             Proiecte Ph are
Proiect Banca Mondiali,
Phare 2002 (Cu pregătire investitionala în Phare 2001)
19
Modul prol!noză
IV.3 INVESTIŢII ŞI PRIVATIZARE PRIN PARTICIPAREA DE CAPITAL PRIVAT ŞI INVESTITORI STRATEGICI
NEVOIA DE INVESTIŢII
În scopul asigurării energiei şi eficientizării Sistemului Energetic Naţional, în România sunt necesare investiţii pe scară largă pentru modernizare şi reconstrucţie, pentru extinderea capacităţilor existente şi realizarea de noi capacităţi.
În ciuda eforturilor făcute în domeniul producerii energiei, acest sector necesită in continuare cel mai mare efort investiţional şi reprezintă şi 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 capacităţi de cel putin 5000 MW, sunt foarte vechi. Sintetic situaţia în sectorul de producere a energiei electrice şi gazului natural se prezintă astfel:
- În domeniul termo mai mult de 32% din echipamente au vechime mai mare de 30 de ani şi 50% au o vechime între 20-30 de ani. În acest sector, numai 2, 7% din capacităţi 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 şi numai 13% au peste 1O ani vechime. - În ceea ce priveşte Sistemul de Transport al Gazelor Naturale, 64% din totalul lungimii conductelor de transport sunt mai vechi de 25 de ani. De asemenea, 29% din staţiile de reglare - măsurare au depăşit durata de viaţă normată. Reţelele de distribuţie operate de principalele companii de distribuţie (Distrigaz Sud Bucureşti şi Distrigaz Nord Târgu Mureş) se găsesc în aceeaşi situaţie dificilă: 46% din reţelele de distribuţie sunt mai vechi de 15 ani.
ABORDAREA STRATEGIEI PENTRU DEZVOLTAREA SECTORULUI DE ENERGIE ELECTRICĂ ŞI GAZE NATURALE
ELECTRICITATE
În Anexa 1 sunt prezentate cerinţele de investiţii în toate sectoarele de energie, începând cu cerinţa de asigurare a fumizării cu energie.
Construirea de noi capacităţi s-a stabilit având la bază şi un program paralel de închidere a capacităţilor neviabile; situaţia de ansamblu fiind următoarea:
-inMW
Sector 2003-2005 2006-2010 2011-2015 Capacităţi Ilot Capacităţi de închis Capacităţi noi Capacităţi de închis Capacităţi noi Capacităţi de închis Hidro: -capacităţi noi -reabilitare 129Mw: - 200Mw: - 200Mw: - 99Mw 30Mw 200Mw - 200Mw - Termo: -capacităţi 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 capacităţilor noi şi a celor care trebuie modernizate, precum şi lista capacităţilor care trebuie retrase din funcţiune.
Selecţia proiectelor de producere, care să fie promovate, s-a 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 şi, care asigură, în acelaşi timp, o reducere a dependenţei de sursele de materii prime energetice din import. • Producţia suplimentară de enegie hidro: care este estimată la o capacitate de 500-900Mw, economic fezabilă. • Reabilitarea unor unităţi termo existente, şi/sau realizarea de capacităţi noi folosind lignit şi huilă. Reabilitările avute în vedere sunt cele la care costurile de modernizare sunt mai mici cu 50% decât costul de realizare de capacităţi noi cum sunt cele de la Turceni, Rovinari, Işalniţa, Deva-Mintia. (în cazul în care costurile cu reabilitarea depăşesc 50% din costul unei noi unităţi se impune realizarea unei noi capacităţi care are avantajul unei perioade de exploatare mai mari decat unitatea reabilitată). Proiectele de reabilitare ar putea reprezenta 35- 45% din totalul capacităţilor noi pentru sistem. • Turbinele pe bază de gaz cu ciclu combinat 15% din totalul energiei se prevede a se realiza pe bază de gaz. In tabelul de mai jos este făcută o scurtă prezentare a efortului investiţional necesar întregului sector energetic şi o definire preliminară a surselor de investiţii. În procesul stabilirii surselor de investiţii s-a luat în considerare, în primul rând premiza ca acestea să fie satisfăcute prin atragerea la maximum posibil de surse private de investiţii. Această premiză a fost cuantificată în mod realist ţinând cont de situaţia sectorului energetic pe plan mondial, care datorită crizelor prin care a trecut şi mai trece încă, a indus pentru investitorii din sectorul energiei electrice, cel puţin pentru perioada următoare, o atitudine rezervată în ceea ce priveşte expansiunea de capital privat. -în milioane de dolari Sector 2003-2005 2006-2010 20111-2015 Total Total, dintre care: Surse de investitii Total, dintre care: Surse de investiţii Total, dintre care: Surse de investiţii 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 distribuţie vor fi privatizate Costurile de mediu sunt estimate la 10% din total efort investitional. Pentru ca sectorul energetic din România să fie atractiv pentru capitalul privat şi investitorii strategici este necesar un proces continuu de reformă şi restructurare. Este, de asemenea, foarte important să se promoveze o programare corespunzătoare a investiţiilor spre sectorul privat, pornind de la cele mai viabile proiecte, care să reprezinte proiecte de succes şi să asigure astfel încurajarea investitorilor şi pentru alte proiecte, într-o piaţă care are un cadru de reglelmentări stabil şi transparent, bazat pe un model de piaţă competitiv. Noile mecanisme de contractare descrise în această Foaie de Parcurs sunt concepute pentru a satisface aşteptările investitorilor şi să asigure astfel limitarea contractelor de termen lung de tip PPA, acestea urmând a fi promovate pe bază selectivă şi numai dacă nu încalcă Directivele Uniunii Europene referitoare la costurile îngropate şi subvenţiile de stat. GAZUL NATURAL De asemenea, s-a tăcut o estimare a cerinţelor de investiţii 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 prospecţiuni şi 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 reţeaua naţională de transport 172 120 52 305 305 - - 477 Pentru reţeaua de distribuţie * 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 ş, cele doua V campam, de d1stnbuţ1e vor ft pnvat,zate Industria gazelor naturale are în faţă două ţinte importante legate de asigurarea fumizării: • creşterea capacităţii de înmagazinare, astfel încât pe timpul iepiii ( în sezon de vârf) să se asigure presiunea şi fluxul necesare în conducte. In 2003 s-au luat măsuri importante în acest scop, prin dublarea capacităţii de înmagazinare. Măsuri şi programe sunt preconizate şi în viitor, astfel încât capacitatea de înmagazinare să crească după cum urmează:
Capacităţi subterane de stocare în mld. metri cubi 2000 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 1,3 2,5 3,23 4.05 5.0 5.8 6,3 6,5 6,55
- diversificarea surselor de fumizare a gazului. În acest scop, au fost prevăzute următoarele actiuni: - interconecta ' rea sistemului românesc de conducte de transport cu reţeaua europeană. Conducta de conectare Szeged Arad se află actualmente în curs de implementare. - înlesnirea accesului Europei la gazul Caspic şi al Orientului Mijlociu.
Un acord preliminar a fost încheiat între ţările interesate, şi anume Turcia, Bulgaria, România, Ungaria şi Austria. Pe baza acestui acord, s-a întreprins un studiu de fezabilitate, parţial finanţat de Uniunea Europeană şi condus de un consultat selectat.
PRIVATIZARE
Strategia Guvernului României constă în accelerarea procesului de privatizare în toate sectoarele energetice. Strategia Guvernului României urmăreşte privatizarea:
- tuturor activităţilor în aval, în sectorul de electricitate, respectiv cele 8 companii de distribuţie şi, în sectorul gazelor naturale cele 2 companii de distribuţie gaze; - activităţilor de producere a energiei, începând cu cele mai fezabile.
La momentul actual, nu există strategii de privatizare a companiilor de transport (Transelectrică şi Transgaz) şi nici pentru Compania Naţională de producere a gazului natural Romgaz. Există, însă, o strategie privind accesul la noile câmpuri de gaz natural ca şi companii private care funcţionează deja la producerea gazului natural.
Consolidarea cadrului de reglementare a structurilor de piaţă prin reguli transparente şi stabile, ajută şi promovează procesul de privatizare în domeniul energiei. De aceea, Guvernul Român a stabilit un drum clar de urmat, descris în proiectul de faţă, astfel încât prin reformele şi reglementările implementate cu succes să dea încredere investitorilor.
Principalul scop al privatizării este atragerea capitalului necesar şi consolidarea companiei, astfel încât după privatizare să avem companii mai competitive şi mai puternice şi, în acelaşi timp, să se evite creşterea fără rost a tarifelor la energia electrică.
Strategia de privatizare va trebui subordonata obiectivului pe termen lung care este obţinerea de preţuri competitive la energie.
În această perspectivă, este de prevăzut a se folosi fondurile rezultate din privatizarea sectorului energetic pentru finanţarea unor proiecte energetice, cu prioritate a celor cu impact social şi economic şi de protecţie a mediului.
Bazat pe aceste considerente, privatizarea se va axa pe următoarele aspecte :
• atragerea de investiţii necesare pentru asigurarea de surse energetice eficiente, sigure şi cu impact scăzut de mediu; privatizarea va fi efectuată în principal prin atragerea de capital privat în capitalul propriu al societăţilor, combinată cu vânzarea de pachete suplimentare de acţiuni ; • atragerea de investitori strategici în cadrul companiilor publice, care reprezintă succesul operaţiilor şi asigură implementarea unui management modern; Procesul de privatizare în domeniul energetic va fi făcut, astfel încât, să corespundă următoarelor cerinţe: • succesiunea cronologică bine definită ; • asigurarea transparenţei procesului prin apelarea la consultanţi internaţionali selectionaţi; • crearea capacităţii manageriale necesare în concordanţă cu piaţa. PROGRAMUL DE PRIVATIZARE Guvernul României a aprobat următorul program de privatizare : • pentru distribuţia de energie electrică într-un ritm de 2 distribuţii pe an; anul acesta va fi finalizată privatizarea societăţilor Electrică Banat şi Electrică Dobrogea, iar în 2004 alte două companii de distribuţie se vor afla în proces de privatizare; • pentru cele două companii de distribuţie a de gazelor naturale, Distrigaz Nord şi Distrigaz Sud, s-au semnat contractele de consultanţă şi s-a demarat privatizarea; • din 2000 până în prezent, au fost înfiinţate mai multe companii private în sectorul gazelor naturale (14 companii de distribuţie şi 1 de înmagazinare). Toate aceste companii au solicitat ANRGN şi au obţinut licenţele necesare (Anexa 1 referitoare la "Participanţii la piaţa gazelor naturale"). • în domeniul gazelor naturale au fost acordate: 79 autorizaţii de înfiinţare a distribuţiei de gaz; 51 autorizaţii de funcţionare a distribuţiei de gaz; 40 licenţe pentru distribuţie 1 licenţa de dispecerizare 42 licente de fumizare - 2 licenţe ' de înmagazinare - 1 licenţă de transport - 1 licentă de tranzit. • privatiz ' area sectorului de producţie termo va debuta cu cele mai atractive unităti: Turce ' ni şi Rovinari (pe lignit) pentru care, pe baza unor fonduri asigurate de USAID - s-a demarat programul de consultanţă; centrala Iernut este următoarea; • în cazul societăţii Hidroelectrică, privatizarea celor 21 de proiecte neterminate e preconizată a se încheia parţial în acest an şi următorul. Înainte de deschiderea totală a pieţei, 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 piaţă. Restructurarea poate avea loc şi mai devreme dacă sunt cerinte ale investitorilor în acest sens.
'
    IV.4  POLITICA DE PREŢURI ŞI PROTECŢIA SOCIALĂ     POLITICA DE PREŢURI ŞI TARIFE
Se prevede ca politica de preţuri să fie guvernată de criterii economice,
respectiv:
• Preţurile la energie (gaze naturale şi electricitate) sunt stabilite: - pentru consumatorii eligibili, pe baza negocierilor libere, bazate pe competiţie urmărind tendinţa de deschidere a pieţei; - pentru consumatorii captivi, preţurile sunt reglementate, în conformitate cu costurile justificate economic, plus o marjă de profit. • Tarifele pentru distribuţie şi transport sunt reglementate în conformitate cu costurile justificate economic, plus o marjă de profit. • Subvenţia încrucişată se elimină • Pentru categoriile de consumatori cu probleme sociale (consumatori cu venituri mici) se va introduce un mecanism de subvenţionare directă de la buget EVOLUŢII ÎNREGISTRATE ANTERIOR LA PREŢURI SI TARIFE Preţul energiei electrice, pentru consumatorii finali a înregistrat creşteri de 3,6%/lună în perioada octombrie 2001 - martie 2002, iar începând cu luna aprilie 2002 preţul la energie electrică a crescut cu 14% pentru a acoperii variaţiile determinate de inflaţie. În iulie 2002 preţul la energie a crescut cu 1,5%. În perioada octombrie 2002 - ianuarie 2003 s-a aplicat o ajustare de preţ pentru a acoperi inflaţia în aşa fel încât preţul în USD să rămână la nivelul lunii iulie 2002. În acest cadru preţul energiei termice fumizate de Termoelectrică a fost stabilit la 20$/gcal începând cu luna iulie 2002. Au fost diferenţiate preţurile la consumatori astfel: - 50,4$/Mwh pentru consumatorii captivi - 46,7$/Mwh pentru consumatorii industriali - 64, 1 $/Mwh pentru consumatorii casnici La gazul natural: începând cu 2002 preţul gazului natural a fost fixat la 82,5$.1OOO m.c., iar începând cu luna martie 2003 la 90$/1OOO m.c. EVOLUTII VIITOARE Pornind de la nevoile de investiţii pentru realizarea de capacităţi noi de producere a energiei inclusiv modernizarea, precum şi de la cheltuielile de investiţii care apar ca urmare a nevoii de aliniere la cerinţele de mediu, se estimează că costul de producţie al energiei electrice va creşte. În anexa nr.l sunt prezentate tabele de creştere a costurilor şi graficele aferente până în anul 2015, la care vor trebui adăugate costurile de finaţare şi profitul aşteptat de investitor. În costurile respective au fost incluse amortizările, costul materiilor prime inclusiv creşterile de preţ la materiile prime energetice proiectate în aceeaşi anexă, costurile cu manopera şi costurile fixe. Evoluţia politicii de preţuri pe fiecare segment - gaze naturale şi energie electrică - pe termen scurt, mediu şi lung este evidenţiată în anexele pentru electricitate (Anexa 2) şi, 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 Preţurile la electricitate pentru producători vor fi: - libere, bazate pe competiţie şi negociere între producătorii şi consumatorii eligibili; reglementate, pentru consumatorii captivi, aprobate de autoritatea de reglementare; ANRE va menţine obligaţia filialelor Electrică să preia energia electrică din cogenerare, corespunzătoare energiei termice livrate consumatorilor de energie termică rezidenţiali, la preţuri reglementate. ANRE va transpune sau adapta metodologiile Consiliului Reglementatorilor de energie al Uniunii Europene privitoare la tariful transfrontalier. Din 2004 se va institui, în regiunea Balcanică, un mecanism CBT (Cross Border Trade), care există deja în ţările din Europa Occidentală; Având în perspectivă armonizarea cu Directivele Uniunii Europene,, metodologia ANRE de stabilire a preţurilor reglementate la achiziţionarea de energie electrică produsă de producători independenţi şi auto-producători va fi extinsă şi în cazul energiei electrice din surse regenerabile. Având în vedere costurile ridicate pentru producerea acestui tip de energie, ANRE va studia posibilitatea subvenţionarii ei de la bugetul naţional/local sau va contura o formulă financiară stimulativă pentru aceste cazuri. Tarifele de transport si distribuţie: Având în vedere caracteristica acestor activităţi, şi anume de monopol natural, atât tarifele de transport cât şi cele de distribuţie vor fi tarife reglementate, bazate pe următoarele principii, care dau mai multă stabilitate şi transparenţă procesului: - până la sfarşitul anului 2003, tarifele pentru transport şi distribuţie vor fi reglementate în baza costurilor justificate plus profitul. La sfârşitul anului 2003, se va încheia evaluarea mijloacelor fixe ale companiilor de distribuţie şi de transport. - în 2004, în baza evaluării menţionate mai sus şi a stabilirii mai reprezentative a costurilor istorice, se va implementa mecanismul ROR (rata de recuperare a investiţiei). - 2005, ţinta o reprezintă implementarea mecanismului "price-cap" (indexul CPI-X). - ANRE va stabili tarifele pentru serviciile auxiliare bazate pe costurile de producţie.). - ANRE va determina mecanismul pentru intemalizarea costurilor externe pentru protecţia mediului. - Politica tarifelor preconizează ca până la finele perioadei de tranziţie să fie înlăturate tarifele monome la consumatorii finali. - Luându-se în considerare structura activităţilor în sectorul energiei electrice, pentru serviciile de transmisie şi distribuţie se intenţionează să se introducă o nouă componentă în tarif - cererea contractată sau capacitatea contractată. Energie termică Consumatorii rezidenţiali de energie termică vor continua să platească un preţ naţional de referinţă, care va fi adaptat permanent preţului la combustibil. În acelaşi 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 subvenţii. Gaze naturale • Preţurile gazelor naturale sunt stabilite în scopul de a acoperi costurile de operare şi, de asemenea, pentru a crea sursele de finanţare ale investiţiilor viitoare. Preţurile gazelor naturale se stabilesc : o pentru consumatorii eligibili - prin negociere o pentru consumatorii captivi- sunt reglementate şi aprobate de către ANRGN • Tarifele de transport, distribuţie si înmagazinare sunt tarife reglementate, aprobate de ANRGN şi ANRM şi apoi publicate, la stabilirea lor luându-se în considerare costurile justificate, la care se adaugă profitul aferent activităţii respective.
ANRGN implementează o nouă metodologie de preţuri şi tarife, diferenţiate pe categorii de consumatori, care să elimine subvenţiile încrucişate între categoriile de consumatori şi care să reflecte costurile efective corespunzătoare gazelor naturale fumizate fiecărei categorii de consumatori în parte.
Implementarea acestui sistem a început din anul 2001 şi continuă, constând practic din două etape:
În prima etapă s-au elaborat "Criteriile şi metodele pentru stabilirea preţurilor şi tarifelor reglementate din sectorul gazelor naturale", care reprezintă instrumentele necesare ANRGN pentru a începe activitatea de reglementare a preturilor aplicate consumatorilor captivi.
În a doua etapă au fost diferenţiate preţurile şi tarifele pentru consumatori, în funcţie de soluţia tehnică de conectare a fiecărui consumator. În această privinţă, ANRGN a identificat două tipuri de consumatori:
a) conectaţi direct la sistemul naţional de transport gaze naturale b) conectaţi la sistemele de distribuţie gaze naturale
Pentru aceste două tipuri de consumatori se aplică tarife diferenţiate în funcţie de serviciul utilizat.
Pe baza principiilor menţionate, preţurile gazelor naturale si tarifele de transport, distribuţie si înmagazinare sunt stabilite după cum urmează:
1. Pretul final al gazelor naturale, la consumator, rezultă din adiţionarea, la preţul mediu ponderat de achiziţie a gazelor naturale, a tarifelor de transport, înmagazinare şi distribuţie şi a componentei comerciale, după următoarea formulă de calcul: Preţ final = Preţ mediu ponderat de achiziţie a gazelor naturale + Tarif transport + Tarif înmagazinare + Tarif distribuţie+ Componenta comercială Preţul mediu ponderat de achiziţie a gazelor naturale este determinat prin împărţirea sumei produselor dintre cantităţile interne şi din import cu preţurile corespunzătoare, la cantitatea totală, utilizându-se următoarea 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 producţia internă, toţi consumatorii sunt obligaţi să achiziţioneze gaze naturale din import într-un procent stabilit la consumul total de gaze naturale ( în cazul consumatorilor eligibili, prin importul direct al gazelor naturale). Proporţia gazelor din intern şi din import este stabilită lunar, de către Operatorul de Piaţă. 2. Principiile de stabilire a tarifelor de transport si distributie sunt: tarifele trebuie să reflecte costurile serviciilor (fixe, variabile) şi investiţiilor, plus profitul aferent. În prezent sunt în vigoare două tipuri de tarife, unul pentru consumatorii conectaţi la sistemele de distribuţie, celălalt pentru consumatorii conectaţi direct la Sistemul Naţional de Transport al gazelor naturale. Diferenţierea tarifelor de distribuţie pe categorii de consumatori, conform cu metodologia de tarifare, se va realiza începând cu anul 2005. Metodologia de tarifare va fi revizuită, beneficiind de asistenţă 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) şi investiţiilor, plus profitul aferent. Tarifele de înmagazinare sunt stabilite diferenţiat pe fiecare depozit subteran, renunţându-se la sistemul "timbru poştal". 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 injecţie şi una aferentă ciclului de extracţie a gazelor naturale din depozitul de înmagazinare. 4. În scopul încurajării producătorilor privaţi de gaze naturale, prin Ordinul MIR şi ANRM, emis în februarie 2003, pentru promovarea activităţilor de explorare şi producţie a gazelor naturale, s-a stabilit că preţul gazelor naturale noi din producţia internă poate fi până la 80% din preţul mediu ponderat de achiziţie a gazelor naturale din import, în condiţii DAF. Pentru protecţia consumatorilor rezidenţiali cu venituri mici, preţul social la gazele naturale va fi menţinut. PERIOADA 2005-2007 ELECTRICITATE: Este estimată o creştere în termeni reali a tarifelor la consumatorii finali, corespunzătoare obligaţiei de includere a costurilor de mediu în structura tarifului (intemalizarea extemalităţilor), conform normelor legale în materie şi investiţiilor necesare pe care le vor face toţi participanţii la piaţa de energie electrică. Preţurile la energia electrică: • preţurile la consumatorii ce au un statut eligibil vor fi negociate. • Deşi, piaţa va fi deschisă în totalitate, vor mai exista consumatori finali captivi având tarife reglementate prin mecanisme specifice. Pentru aceste categorii se vor menţine preţuri reglementate. Furnizorii care vând energie electrică acestor consumatori sunt denumiti "Furnizori de ultimă instantă". • în această perioadă ANRE va reduc ' e gradat obligaţia compa ' niilor
furnizoare/distribuitoare de energie electrică de a mai prelua energia electrică produsă în centrale de cogenerare, corelat cu concluziile studiilor şi programelor de reabilitare, modernizare şi investiţii în sisteme de fumizare a energiei termice către consumatori rezidenţiali. 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 activităţi, şi anume de monopol natural, atât tarifele de transport, cât şi cele de distribuţie vor fi tarife reglementate, bazate pe următoarele principii, care dau mai multa stabilitate şi transparenţă procesului:
• principiile de tarifare vor consta într-un mecanism "price-cap" (CPI-X) pentru activităţile de transport şi distribuţie. Tariful social va fi menţinut, dar diferenţa dintre alte tarife residentiale va fi redusă în acelaşi timp cu conturarea şi implementarea unui mecanism de subvenţionare directă pentru persoanele cu venituri scăzute. Enegie termică: Pentru consumatorii rezidenţiali de energie termică se aşteaptă ca rezultatele studiilor făcute pentru stabilirea soluţiilor optime de încălzire pentru fiecare comunitate să fie implementate, în paralel cu derularea unui program de reducere a subventiilor. Pe parcursul ac ' estei perioade consumatorii de energie termică rezidenţiali vor continua să plătească un tarif naţional de referinţă, dar necesitatea menţinerii lui va fi revizuită. Pentru cogenerare va rezulta o obligaţie de achiziţionare a energiei prin mecanisme specifice. Consumatorii cu venituri scăzute vor primi subvenţii directe. Gaze naturale Piaţa gazelor naturale va fi deschisă complet începand din 2007. • preţurile interne la gaze se stabilesc: - pentru consumatorii eligibili - prin negocieri pentru consumatorii captivi şi pentru consumatori care nu îşi exersează dreptul la eligibilitate - preţuri reglementate - tarifele pentru transport, şi înmagazinare sunt reglementate de ANRGN şi ANRM, publicate şi sunt bazate pe costurile justificate, plus profitul, iar pentru distribuţie într-un mecanism "price-cap" (CPI-X).
Se estimează că, până în 2007, preţul 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 preţurilor şi tarifelor este de a face diferenţieri ale tarifelor de distribuţie pe categoriile de consumatori care sunt aprovizionaţi prin sistemele de distribuţie. Tariful pentru serviciile de transport vor rămâne unice la nivel naţional şi vor fi de tipul "post stamp".
Perioada 2008- 2015
ELECTRICITATE
Preţuri la energia electrică:
• pentru consumatorii eligibili, preţul energiei va fi negociat. • cu toată deschiderea pieţei, vor mai exista consumatori finali captivi aprovizionaţi de furnizori de ultimă instanţă, la preţuri reglementate prin mecanisme specifice. Pentru aceste categorii se vor menţine preţuri reglementate. Furnizorii care vând energie electrică acestor consumatori sunt denumiti "Furnizori de ultimă instantă". această ' ' • în perioadă ANRE va reduce gradat obligaţia companiilor furnizoare/distribuitoare de energie electrică de a mai prelua energia electrică produsă în centrale de cogenerare, corelat cu concluziile studiilor şi programelor de reabilitare, modernizare şi investiţii în sisteme de fumizare a energiei termice către consumatori rezidenţiali. 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 distribuţie: Având în vedere caracteristica acestor activităţi, şi anume de monopol natural, atât tarifele de transport, cât şi cele de distribuţie vor fi tarife reglementate, bazate pe următoarele principii, care dau mai multă stabilitate şi transparenţă procesului: • principiile de tarifare vor consta într-un mecanism "price-cap" (CPI-X) pentru activităţile de transport şi distribuţie. Protecţia socială pentru consumatorii cu venituri reduse va fi implementată printr-un mecanism direct de subvenţionare de la buget. Energia termică, până la luarea unei decizii de continuare a aplicarii preţului naţional de referinţă, factura fiecărui consumator va evidenţia costurile cu energia termică, stabilite prin preţuri reglementate de Autoritatea în cauză, pe baza principiului costurilor marginale justificate. Consumatorii cu venituri scăzute vor primi subvenţii directe. Gaze naturale Piaţa gazelor naturale va fi deschisă complet începand din 2007 • preţurile interne la gaze sunt stabilite:
- pentru consumatorii eligibili - prin negocieri
pentru consumatorii captivi şi pentru consumatorii care nu îşi exersează dreptul la eligibilitate - preţuri reglementate
V. MEDIUL
România a ratificat Convenţia 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% faţă de valorile anului 1989.
Pentru implementarea Directivei Uniunii Europene 2001/80/Ec, Guvernul României a pregătit un proiect de hotărâre referitoare la limitarea emisiilor în 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 unităţile aflate în funcţiune se prevede ca până în 2012 limitele cerute să fie atinse printr-un program gradual, astfel încât, prin implementarea unor importante investiţii să se facă faţă nivelului de emisii prevăzute în noua reglementare.
Pentru centralele din cadrul Termoelectricii totalul investiţiilor pentru perioada 2003-2015 este estimat la 1,026 mld.USD, din care 28,9% vor fi cheltuiţi până în 2007. Investiţiile pentru modernizarea cazanelor şi a electroprecipitatorilor ( emisii solide) reprezintă 8% , modernizarea arzătoarelor este 6% şi desulfurizarea 86%.
Pentru alinierea la standardele Uniunii Europene, România are nevoie de ajutorul financiar al Uniunii Europene şi al Băncii Mondiale.
Rezultatele 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 ŞI OPERAREA PRODUCĂTORILOR PE PIATĂ
Aşa cum s-a menţionat mai sus, procesul de restructurare în domeniul energiei electrice şi a gazului natural a început prin:
Restructurarea companiilor integrate vertical în companii autonome de producere, transport, distribuţie şi fumizare;
Restructurarea segmentului de producere în: 5 producători termo, 1 producător
hidro, un producător de energie nucleară şi 14 producători în cogenerare care au fost tranferaţi autorităţilor locale; mai există şi 3 producători independenţi separaţi în 1988;
Restructurarea sectorului de gaze naturale în sectoare autonome de producere şi înmagazinare (Romgaz), transport (Transgaz) şi 2 companii de distribuţie (Distrigaz Nord şi Distrigaz Sud);
Diminuarea concentrării producţiei de gaze naturale şi a importului prin acordarea de licenţe şi autorizaţii unui număr din ce în ce mai mare de compann;
Procesul de restructurare a continuat în perioada 2002-2003 prin:
Reorganizarea distribuţiei de energie electrică în 8 companii regionale de distribut , ie
Restructurarea societăţii 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 autorităţile locale În anul 2002, în vederea realizării unui mediu comercial îmbunătăţit, Guvernul României a aprobat o nouă hotărâre de restructurare a societăţii Termoelectrica, cât şi de reglare a unor funcţii operaţionale, care prevede: o Restructurarea producţiei de energie în centralele termice ale societăţii Termoelectrica prin înfiinţarea a 5 societăţi comerciale ce vor opera în mod direct pe piaţa 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 întreţinere şi reparaţii în 5 filiale şi 12 sucursale, care operează pe bază de contracte competitive.
MECANISME CONTRACTUALE: ANRE pregăteşte reglementările necesare (licenţe, tarife şi cadrul contractual ), astfel încât la sfârşitul lui aprilie 2003 aceste entităţi să fie capabile direct să încheie contracte, să-şi asume răspunderi şi să intre pe piaţă.
Aceste noi societăţi comerciale operează pe bază de bilanş propriu, care asigură o responsabilitate directă a conducerilor pentru scăderea costurilor şi creşterea profitului, comparativ cu forma anterioară la care costurile erau centralizate la Termoelectrica.
Pentru centralele pe lignit, Turceni şi Rovinari, situate chiar 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 aşa numite "complexe energetice". Toate acestea sunt în concordanţă cu semnalele primite de la potenţiali investitori, în sensul de a avea un control direct al costurilor. Ca rezultat al procesului de restructurare implementat în ultimii 10 ani, exploatările din minele de lignit nu mai sunt subvenţionate ca urmare a măsurilor deja luate şi lucrează în profit. Se prevede 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 producţiei de lignit conform necesarului de resurse energetice competitive. Aceasta reprezintă şi o atitudine pozitivă faţă de investitorii în utilităţi publice de a participa la aceste complexe energetice în procesul de privatizare. Asemenea structuri integrate bazate pe lignit operează cu succes în ţări ca Germania, Spania, Ungaria, Turcia şi recent în Polonia.
Producţia de energie hidro îşi va menţine structura existentă la Hidroelectrica, până în 2007 fiind reglementată. Acest regim de reglementare este un regim de tranziţie, care va fi menţinut până în 2007 (data accederii). Regimul de reglementare constă în:
• utilizarea costurilor reale scăzute ale producţiei hidro în beneficiul tuturor consumatorilor, captivi sau eligibili, fără discriminare • optimizarea exploatării apei prin folosirea de soft dedicat - optimizarea centralizată a producţiei hidro - şi luând în considerare oferta producţiei termo. În vederea implementării unui mecanism transparent, au fost contactate două firme de consultanţă: KEMA, finanţată de Phare şi una finanţată de Banca Mondială şi care urmează să fie selectată. Consultanţii trebuie să găsească soluţii pentru următoarele probleme: • stabilirea veniturilor reglementate; • stabilirea mecanismelor nediscriminatorii pentru alocarea producţiei hidro; • proceduri pentru optimizarea centralizată a producţiei 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 societăţii Hidroelectrica a fost deja făcut prin încetarea obligaţiilor din contractele deja încheiate pe piaţa competitivă (inclusiv contractele de export).
În vederea privatizării, înainte de totala deschidere a pieţei, Hidroelectrica va fi divizată în societăţi comerciale, în complexe, de preferat, împreună cu termocentrale ( depinde de reactia pieţei şi decizii) şi li se va permite accesul pe piaţă.
VI.1. PROGRAMUL DE DEZVOLTARE ENERGETICĂ PENTRU PERIOADA 2003-2015
Premize:
creşterea medie a consumului de energie electrică : 2,7% / an
stabilirea unei ierarhii de priorităţi cu unităţile care să fie reabilitate, precum şi a unitătilor noi care să se realizeze folosind ca bază criteriul costurilor celor mai comp ' etitive
folosirea resurselor interne de materii prime energetice disponibile, şi care răspund criteriului de eficienţă, respectiv:
o 30 mil.t lignit ( 6,1 mil. tec) o 3,5 mil t huilă ( 1,2 mil tec) o gaze naturale : producţia internă în 2015 va reprezenta 60-65% din producţia anului 2001 o petrol brut: producţia internă în 2015 va reprezenta 85% din producţia anului 2001.
unităţi noi şi reabilitate pe bază de cărbune, se prevăd a se realiza cu dispozitive de desulfurizare a gazelor de ardere şi arzătoare cu emisie scăzută de NOX resurse regenerabile - complementare celor convenţionale 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 eficienţei costurilor şi a calificării în funcţie de ordinul de merit (Anexa 1 referitoare la determinarea costurilor egalizate).
jvI.2. PROGRAMELE DE ÎNCHIDERE A CENTRALELOR/
În Anexa 1 este ataşat programul de închidere a centralelor a căror perioadă de exploatare a expirat şi/sau care sunt ineficiente. Selecţia lor s-a făcut pe baza analizei de eficienţă a fiecărei unităţi de producţie în parte, fiind avute în vedere criterii de merit, vechimea echipamentelor şi locul lor pe piaţă.
Decizia de închidere va ţine cont şi de alţi factori, cum este asigurarea unei disponibilităţi de capacităţi instalate de producere a energiei care să asigure acoperirea cererii de vârf, în paralel cu optimizarea capacităţii de rezervă; s-au luat în considerare şi alte criterii ca impactul integrării pieţii regionale a energiei şi participarea la această piaţă. Programul special de închidere a centralelor va fi definitivat cu asistenţa Phare (Uniunea Europeană) ce se afla în curs.
                   VI.3.SIGURANŢA NUCLEARĂ           
În ultimii trei ani Centrala de la Cernavodă Unitatea nr. I ( 700 MW) a fumizat 7% din producţia medie de energie electrică în România.
Această centrală nucleară funcţionează pe tehnologii modeme şi are o contribuţie importantă la asigurarea cererii de energie electrică. Funcţionarea prezintă siguranţă.
Proiectele de energetică nucleară sunt implementate în România prin îndeplinirea cerintelor acquis-ul comunitar, incluzând şi Tratatul European pentru Energie Atomica, ca instrumente fundamentale de îmbunătăţire a standardului de viaţă în statele membre ale Uniunii Europene şi a relaţiilor cu alte ţări.
În vederea procesului de extindere a Uniunii Europene, legislaţia naţională este armonizată cu cea comunitară în domeniul energeticii nucleare .
Asigurarea funcţionării sigure a centralei se bazeaza pe un plan de acţiune 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 Acţiune SNN termen Acţiune SNN termen Acţiune SNN Termen Dezvoltarea şi finalizarea PSA pentru seism, incendiu şi inundaţii 2002- 2004 Centrul de urgenţe de pe amplasamentul de la Cernavodă- construcţie şi procurare de echipamente Trim.I 2005 Finalizare Periodic Safety Review- unitatea 1 2009 Centrul de urgenţe de pe amplasamentul de la Cernavodă-proiectare Trim.I- IV 2003 Centrul de urgenţe de pe amplasamentul de la Cernavodă-punere in funcţiune Trim.II- III 2005
Programele specifice de îmbunătăţire a securităţii nucleare pentru centralele nuclearoelectrice; înlocuirea motoarelor pompelor în sistemul primar de răcire Trim.11 2003 Programele specifice de îmbunătăţire a securităţii nucleare pentru centralele nucleare: proiectarea şi montarea standului de testare pentru mecanisme de reactivitate Trim.IV 2005 Programele specifice de îmbunătăţire a securităţii nucleare: reactualizare analize de eforturi pentru sistemul de injectie lichid Programele specifice de îmbunătăţire a securităţii nucleare pentru centralele nucleare: modernizare sistem detectare incendii Trim.IV 2005 Programele specifice de îmbunătăţire a securităţii 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 urgenţe de pe amplasamentul de la Cernavodă-construcţie şi procurare de echipamente Program de lucru pt.elaborarea Periodic Safety Review la Unitatea 1 2006 Program de instruire pentru menţinerea competenţei operatorilor Intocmirea cap.15(analize de securitate) al Raportului final de securitate pentru U2 Programele specifice de îmbunătăţire a securităţii nucleare pentru centralele nucleare:înlocuire/modernizare sistem localizare/detectare combustibil defect şi sistem analiza gaz Programele specifice de îmbunătăţire a securităţii nucleare pentru centralele nucleare:retehnologizare analizare D20 în H20 Programele specifice de îmbunătăţire a securităţii nucleare pentru centralele nucleare:înlocuire/modernizare sistem gaz cromotograf Programele specifice de îmbunătăţire a securităţii nucleare pentru centralele nucleare:modalitati de menţinere a temperaturii apei în sistemul de stropire Finalizarea PSA -full scope- şi implementarea programului de monitorizare a riscului în exploatare
ADMINISTRAREA COMBUSTIBILULUI FOLOSIT ŞI A DEŞEURILOR RADIOACTIVE
2003-2004 2005-2007 2008-2015 Actiune SNN ' termen Actiune SN ' N termen Acţiune SNN termen Punerea în funcţiune a primului modul de stocare al depozitului intermediar de combustibil ars, pe amplasamentul CNE Cernavodă; extinderea capacităţii de stocare se va face etapizat: un modul de stocare va fi pus în funcţiune la fiecare doi am Mai 2003
Pentru realizarea cerinţelor de securizare în acest domeniu, România a făcut paşi importanţi, aşa cum s-a menţionat anterior şi, în plus, un sistem de instruire şi menţinere a calificării personalului, cât şi de atestare a acestuia, construirea de capacităţi împreună cu companii ce pot furniza suport tehnic.
              VI.4. PROGRAMUL DE ELECTRIFICĂRI         
Concentrarea pe zonele cu un nivel de trai scăzut
Zonele izolate şi obiectivele răspândite în teren, aflate la distanţe mari de centrele comunităţilor pot fi conectate la reţea numai dacă se disponibilizează sume importante. Viitorii clienţi nu pot suporta întotdeauna cheltuielile cu electrificarea şi banii investiţi pot fi recuperaţi din profitul vânzărilor de energie electrică, soluţie care în cele mai multe din cazuri nu corespunde cu strategia economică actuală. Perioada de recuperare pentru astfel de investiţii depăşeşte 12-15 ani. Pentru unele proiecte nu se estimează recuperarea investiţiilor nici pe durata de viaţă a activelor fixe.
Dar pentru Guvernul României acesta este un program social important care trebuie să continue, pentru îmbunătăţirea condiţiilor de viaţă ale locuitorilor acestor zone rămase în urmă din punct de vedere economic şi al civilizaţiei. Ratarea unor astfel de investiţii are un impact negativ, provocând nemulţumire cu conotaţii sociale, administrative şi politice.
La finele anului 2002 erau 93613 gospodării neelectrificate, în 2571 localităţi, din care: 4636 gospodării în 203 zone complet neelectrificate; 64207 gospodării în 2218 localităţi rurale parţial electrificate şi 24770 gospodării în 150 localităţi urbane ce presupun extinderi.
Totalul investiţiilor necesare pentru electrificarea tuturor gospodăriilor din ţară este de cca.300 mii Euro şi costul mediu specific pe gospodărie este de cca. 3200 Euro
Cele mai nefavorabile locaţii, 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 localităţi 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 localităţi complet neelectrificate poate fi evidenţiată prin următoarele cifre : 559,4 km reţele electrice de 20 kV, 721,5 km de reţele electrice de 0,4 kV, 57 km reţele electrice de 1 kV, 231 unităţi de staţii de transformare de 20/0,4 kV ( dintr-un total de 6033 kVA), 49 unităţi de staţii de transformare de 1/0,4 kV ( dintr-un total de 533 kVA).
Fondurile necesare pentru electrificarea acestor gospodării se ridică la cca. 40 mii. Euro, iar costul specific este de cca. 8000 Euro/gospodărie.
Se evidenţiază mai jos un exemplu cu un număr de sate, un anumit număr de locuitori şi minimum de cost specific. Trebuie spus că costul specific nu este singurul criteriu de stabilire a priorităţilor. De regulă, aceste priorităţi sunt stabilite de Consiliile Locale.
Judeţul 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 Dumeşti 25 155,4 Bocşa Mare 25 160,6 Bacău Făgeţel 16 75 Valea Lupului 48 78 Tăuia 46 96,9
ANEXAI
» Balanţa energiei primare pentru România în perioada 2003-2015
» Indicatorii macroeconomici şi 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 şi producţia brută de energie
» Curbele de sarcină pentru energia netă produsă (trei curbe)
» Grafice cu evaluarea capacităţilor de producere a energiei necesare
» Programul de dezvoltare pentru capacităţile de producţie pentru perioada 2003-2015
» Propuneri de capacităţi care sş fie reabilitate şi de capacităţi noi care să fie implementate
» Program de scoatere din exploatare de capacităţi termo (pornind de la unităţile în funcţiune la data de 01.01.2003)
» Consumul de combustibil şi producţia de energie termică pe perioada 2003-2015
» Evoluţia preţului la combustibili
» Costul mediu al energiei electrice
» Nevoile de investiţii în sectorul energetic şi prezentarea lor grafică
» Evoluţia gradului de deschidere a pieţei interne a gazelor naturale în perspectiva aderării României la Uniunea Europeană
» Evoluţia participanţilor elegibili la piaţa gazelor naturale
» Evoluţia cererii, producţiei şi importului de gaze naturale pe piaţa internă 2003-2015
» Dezvoltarea capacităţilor 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 terţilor reglementat la reţea - pregătire piaţă orară - CN Transelectrica SA+ Asistenţă PHARE asigură realizarea şi testarea sistemelor de măsură necesare decontării orare a tranzacţiilor pe piaţă pentru ziua următoare, piaţa de echilibrare C) Distribuitori +furnizori consumatori captivi (D/F) - 8 societăţi 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 societăţi /an Caracteristici definitorii - activităţi reglementate integral; - acces reglementat la reţea este pe baze reglementate, cu tarife publicate transparent pe baza de costuri recunoscute plus profit în anul 2003, şi pe baza metodei de asigurare a unei rate de recuperaree a investiţiei în 2004 (ROR) ; - separarea contabilă a activităţii de distribuţie de cea de furnizare, atât pentru consumatorii captivi, cât şi pentru cei eligibili; - pentru centralele cu cogenerare continuă reducerea graduală a cotei acceptate pe piaţă cu preţ reglementat, corelat cu programele de eficientizare ale acestora - continuă/ se îmbunătăţeşte regimul de reglementare actual al micilor P şi AP B)Transportator(T) +Conducere operativă SEN (OS - proprietate de stat, reglementat -accesul terţilor reglementat la reţea C) Distribuitori +furnizori consumatori captivi (D/F) - societăţi independente privatizate Caracteristici definitorii - activităţi reglementate integral; - accesul reglementat la reţea este pe baze reglementate, cu tarife publicate transparent, prin metoda « price cap CPI-X »' , - la finele anului 2007 toate distribuţiile vor fi private , - până în iulie 2007 se va realiza separarea legală, în entităţi juridice separate, a activităţii de furnizare de cea de distributie. - reconfigurare - dimensiune şi mix tehnologic- în procesul de privatizare al producătorilor prin cumpărări, fuziuni, concesiuni, falimente, funcţie de dimensiunea pieţei interne/ regionale B) Transportator(T) +Conducere operativă SEN (OS) - proprietate de stat, reglementat - accesul terţilor reglementat la reţea I C) Distribuitori - societăţi independente privatizate Caracteristici definitorii - activităţi reglementate integral; - accesul reglementat la reţea este pe baze reglementate, cu tarife publicate transparent
76
,
,
D) Furnizori consumatori eligibili - furnizori cu licenţă pentru întreg teritoriul ţării 8 furnizori separaţi contabil de activitatea de distribuţie, producători care desfăşoară şi o activitate de furnizare pe întreg teritoriul ţării, separată contabil de activitatea d,e producere E) Consumatori eligibili - piaţa se deschide gradual - revizuirea criteriilor de eligibilitate în sensul simplificării procedurii F) Operatorul pieţei pentru ziua următoare- OPCOM - filială 100% a T+SO administrator al tranzacţiilor cu energie pentru ziua următoare venituri integral reglementate se va înfiinţa Bursa de energie (PX) cu două funcţiuni: o administrarea pieţelor fizice obligatorii, pe baza reglementărilor ANRE o administrarea pieţelor financiare reglementate de CNVM (Comisia Naţională de Valori Mobiliare) D) Furnizori consumatori eligibili - separaţi juridic de D sau P dacă este cazul - furnizori cu licenţă pentru întreg teritoriul ţării - furnizori separaţi contabil de, activitatea de distribuţie, - producători care desfăşoară ş1 o activitate de furnizare pe întreg teritoriul ţării, separată contabil de activitatea de producere E) Consumatori eligibili - se va realiza o deschidere graduală a pieţii pentru consumatorii industriali până la 100% - pentru consumatorii casnici piaţa se va deschide 100% la 1.07.2007 F) Operatorul pieţei -OPCOM - Bursa de energie (Power eXchange- PX) este operatională: - Administrator Piaţă obligatorie (producători şi furnizori) pentru Ziua Următoare- PZU Administrator Pieţe Financiare Voluntare de energie electrică- forward şi/ sau futures- PFV , - activitatea destinată PZU este reglementată de ANRE, inclusiv veniturile provenite din această activitate activitatea destinată PFV este reglementată de CNVM şi obţine venituri nereglementate D) Furnizori consumatori eligibili - separaţi juridic de D sau P dacă este cazul - furnizori cu licenţă pentru întreg teritoriul ţării - nominalizarea furnizorilor de ultimă instanţă E) Consumatori eligibili -toţi consumatorii sunt eligibili F) Operatorul pieţei -OPCOM - Bursa de energie funcţionează
77
,
G) Brokers&Traders- intermediari în I tranzacţiile en-gros cu energie electrică G) Brokers&Traders - intermediari în tranzacţiile en-gros cu en. electrică II.Pieţe en gros de energie electrică A)- Piaţa contractelor de energie electrică pe termen lung- max. 5 ani - contracte negociate pentru acoperirea consumului eligibil - contracte reglementate, dimensionate la A)- Piaţa contractelor de energie I electrică pe termen lung - contracte multilaterale pentru SHE şi I CoGen - Contracte iniţiale şi Contracte iniţiale A)- Piaţa contractelor de energie electrică pe termen lung - contractele de achiziţie en. el. liber negociate se generalizează - contracte pentru asigurarea puterii în SEN ( capacity tickets) , - contracte financiare- hedging la volatilitatea preţului spot şi ajustarea poziţiilor contractuale (long/ short) ale participanţilor la piaţa en-gros contracte de import- export identic etapa anterioară sau conform regulilor Pieţei Regionale dimensiunea consumului captiv - contracte de import- export cu opţiune, între 5T şi D/F - contracte de achiziţie en. el. negociate între părţi pentru completarea Pregătirea noilor aranjamente comerciale consumului captiv şi acoperirea pieţei ale sectorului - ANRE stabileşte un mecanism tranzitoriu pentru aplicarea HG 1524/2002 în relaţiile eligibile - contracte pentru asigurarea puterii în SEN ( capacity tickets) dintre Termoelectrica şi cele 4 noi filiale independente - ANRE+ Consultant definesc şi implementează mecanismele de - contracte financiare- hedging la volatilitatea preţului spot şi pentru ajustarea poziţiilor contractuale (long/ short) ale participanţilor la piaţa en reglementare integrală a producătorului SHE- aplicare din 2004: gros - contracte de import- export- identic - stabilirea veniturilor reglementate cu etapa anterioară dar cu alocare îngheţarea obligaţiilor din contractele pe capacitate disponibilă interconexiuni piaţa concurenţială (inclusiv a celor de prin licitaţie export) - alocarea echitabilă a avantajului energiei hidro- mecanisme pe termen scurt şi mediu - procedurile de optimizare tehnico economică centralizată a producţiei 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+Autorităţi Locale+ Consultant stabilesc politica şi nivelul de susţinere pe termen scurt şi mediu a CoGen- decembrie 2003 ANRE+ Consultant elaborează mecanismele şi reglementările necesare aplicării politicilor stabilite privind CoGen- iunie 2003 ANRE+ Consultant definesc şi proiectează Contractele iniţiale cadru şi Contractele iniţiale cu opţiune cadru - dec. 2003- şi asistă părţile la aplicarea lor ANRE+ Consultant analizează oportunitatea şi dacă este cazul definesc mecanismele de contractare şi plată a capacităţii necesare asigurării continuităţii în alimentare pe termen mediu- lung ( capacity tickets) ANRE+ Consultant definesc ŞI implementează reglementările privind operaţiile de import- export, inclusiv mecanismele de acces la capacitatea de interconexiune ANRE+ Consultant definesc ŞI implementează noul Cod Comercial al pieţei en-gros şi reglementările asociate decembrie 2004
78
B)- Piaţa contractelor de en. el. pe termen B)- Piaţa contractelor de en. el.pe termen scurt- piaţa pentru ziua următoare (PZU) utilizarea platformelor d I tranzacţionare create în eta e pa anterioară posibila schimbare privind participarea pe piaţa voluntară ca urmare şi în conformitate cu regulile Bursei de Energie Pregătirea pieţei regionale a en. el. şi a accesului larg la eligibilitate - ANRE+ Consultant definesc şi implementează regulile Pieţei Regionale a energiei electrice - ANRE+ T+ OS+ OPCOM+ Consultant pregătesc integrarea mecanismelor pieţei interne de en. el. în Piaţa Regională - ANRE+ Consultant+ OS+ OPCOM+ Furnizori definesc şi implementează un mecanism de alocare orară a obligaţiilor faţă de OS pentru energia şi serviciile achiziţionate de furnizori pentru consumatorii necontorizaţi orar- (Area/Consumer Load Profiling) - ANRE+ Consultant elaborează reglementările pentru transformarea PZU obligatoriu în PZU voluntar - OPCOM+ Consultant- implementează reglementările şi testează mecanismele de licitare voluntară B)- Piaţa contractelor de en. el.pe scurt- piaţa pentru ziua următoare (PZU) - achiziţii pe piaţa spot - programarea zilnică centralizată a producţiei şi stabilirea preţului marginal '- termen scurt- piaţa pentru ziua următoare (PZU) - se utilizează platforma de tranzacţionare dezvoltată în de sistem pe baza licitării unităţilor de etapele anterioare către fiecare producător utilizînd PCOMPS actualizat pentru noua'- structură de producţie Pregătirea noilor aranjamente comerciale şi a platformei OPCOM de tranzacţii pe termen scurt - ANRE+ Consultant elaborează reglementările necesare pentru funcţionarea OPCOM ca Bursă obligatorie de energie pentru participanţii la piaţa en-gros (PZU), cu licitaţie bilaterală la nivel de societate şi autoprogramare (inclusiv funcţia de "Agent pentru optimizare centralizată hidro" şi de "Agent de decontare" a pieţelor orare) - OPCOM+ Consultant asigură redactarea caietelor tehnice de licitaţie a noii platforme de tranzacţionare definită de ANRE - OPCOM+ Consultant +Participanţi piaţa asigură realizarea fizică şi testarea funcţiilor noii platforme PZU
79
- ANRE+ OPCOM+ Consultant asigură preluarea de către OPCOM a funcţiei de clearing house pentru energia tranzacţionată în afara contractelor bilaterale/ iniţiale şi implementarea de garanţii financiare etc. -OPCOM+ Consultant elaborează reglementările necesare pentru completarea PZU obligatorie cu o piaţă financiară (forward şi sau futures) opţională. - OPCOM+ Consultant asigură realizarea şi testarea platformei pentru tranzacţii financiare pe piaţa de energie electrică III.Piaţa contractelor Functiuni: - OS menţine echilibrul cerere/ consum şi Functiuni: - siguranţa şi echilibrul cerere/ consum Functiuni: - siguranţa şi echilibrul cerere/ pentru servicii de sistem (SS)şi piaţa de echilibrare(P dE) asigură siguranţa SEN pe baza contractelor de achiziţie a serviciilor de sistem cu preţuri reglementate şi 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 preţuri reglementate şi concurenţiale de achiziţie a serviciilor de sistem şi, - pieţei de echilibrare dezvoltate în etapa anterioară consum ale SEN se asigură de către OS prin utilizarea: - contractelor cu preţuri reglementate şi concurenţiale de achiziţie a serviciilor de sistem şi, - pieţei de echilibrare deANRE - recuperarea de la beneficiari a costurilor - recuperarea de la beneficiari a realizate de către OS în achiziţia SS şi pe costurilor realizate de către OS în Pregătirea noilor aranjamente comerciale şi a platformei OS de tranzacţii în timp real, PdE se reglementează şi se completează cu un mecanism de cointeresare a achiziţia SS şi pe PdE se reglementează printr-un mecanism care sa asigure disciplinarea pieţii inclusiv reducerii acestora CPI-X printr-un sistem sever de penalizări - ANRE+ Consultant stabilesc valoarea SS oferite de furnizori şi nivelul tarifelor pentru fiecare dintre aceştia
80
ANRE+ Consultant reglementează mecanismele unei pieţe de echilibrare în timp real a cererii şi ofertei şi interfaţa cu piaţa contractelor de SS. Se redefinesc comercial serviciile de sistem, modul de contractare, evaluare/ licitare pe termen lung astfel ca acestea să poată fi achiziţionate într-o cât mai mare măsură în mod concurenţial OS+ OPCOM+ Consultant elaborează caietele tehnice de licitaţie a platformei de tranzacţionare şi decontare pe PdE şi a contractelor pentru SS OS+ OPCOM+ Consultant+Participanţi piaţă asigură realizarea fizică şi testarea funcţiilor noii platforme şi integrarea cu modulul de decontare OPCOM ANRE+ Consultant stabilesc Şl implementează un mecanism de recuperare de la beneficiari a costurilor serviciilor de sistem şi echilibrare inclusiv modul de cointeresare al OS pentru minimizarea acestora IV.Contracte şi tarife reglementate/ controlate A) Contracte şi tarife de producere A) Contracte şi tarife de producere - contracte şi tarife reglementate pentru Începînd cu 2005 producţia- ST, SNE, SHE- destinată pieţei - contracte şi tarife reglementate prin captive mecanism CPI-X pentru producţia- - contracte şi tarife reglementate pentru SNE, SHE energie electrică produsă din surse - tarife cu clauze de indexare conform regenerabile şi în cogenerare Contractelor iniţiale şi Contractelor - reglementarea nivelului cantităţilor de en. iniţiale cu opţiune pentru producţia el din surse regenerabile şi în cogenerare destinată pieţei captive a ST preluate obligatoriu la preţ reglementat - contracte şi tarife reglementate transparent pentru stabilire preţuri energie electrică produsă din surse n generabile şi în cogenerare A) Tarife de producere - mecanism transparent de compensare a producătorilor din surse noi sau regenerabile şi în cogenerare (foarte mici)
81
- reglementarea nivelului cantităţilor de en. el din surse regenerabile şi în cogenerare preluate obligatoriu la preţ reglementat se menţine pînă la introducerea subvenţionării transparente din veniturile taxei de mediu B) Contracte şi tarife pentru accesul la B) Contracte şi tarife pentru accesul la B) Contracte şi 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 iniţial pe o perioadă de 3 de reglementare de tip RoR (rata internă ani, cu mecanism separat de de recuperare a investiţiei) stabilit cu cointeresare pentru diminuarea consultantul costurilor cu achiziţia serviciilor de - contracte cu tarife T&D monom, sistem şi de echilibrare reglementate; din 2004, tarife binom - D cu venituri din activitatea de - tarif pentru tranzitul transfrontalier în distribuţie integral reglementate prin acord cu metodologiile EU CPI-X Pregătirea noilor aranjamente tarifare pe - toţi utilizatorii plătesc o taxă de mediu principii de cointeresare a furnizorilor de necesară promovării cogenerării şi servicii de reţea (FSR) şi consumatorilor surselor regenerabile - ANRE+ Consultant reglementează şi implementează un mecanism de control a veniturilor (inclusiv profitul rezonabil) furnizorilor de servicii de reţea- de tip RoR - ANRE+ Consultant stabilesc procedurile de transformare a mecanismului anterior în mecanism de cointeresare de tip CPI-X aplicat preţurilor/ veniturilor FSR - ANRE+ Consultant reglementează participarea consumatorilor la acoperirea costurilor (directe şi indirecte) de racordare la retea
82
ANRE+ Consultant definesc şi implementează procedura/metodologia de analiză, aprobare şi aplicare a sistemului tarifar, bazat pe alocarea marginalistă a costurilor, propus de fiecare FSR, integrînd şi politica de uniformizare a tarifelor la consumatorii finali Guvern+ ANRE+ Consultant stabilesc mecanismele de stimulare transparentă a producţiei din surse regenerabile şi în cogenerare şi mecanismele de intemalizare a extemalităţilor ANRE+ Consultant definesc noile principii şi mecanisme de reglementare a preluării energiei produse din surse regenerabile şi în cogenerare V.Contracte şi tarife pentru consumatorii captivi Pentru consumatorii captivi - sistem complex de tarife care asigură: - consumatorului captiv: posibilitatea alegerii funcţie de caracteristica de consum - tarife uniforme la nivel naţional pentru consumatorii captivi - un tarif social pentru categoriile defavorizate ale populaţiei - D/F: recuperarea costurilor proprii şi din amonte cauzate de achiziţia producţiei şi serviciilor destinate consumului captiv - cu excepţia consumatorilor casmc1, toţi 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 piaţa captivă, în etapa anterioară şi tarifele determinate în baza lor Pentru consumatorii care in mod voluntar nu opteaza pentru eligibilitate: - se aplică mecanismele de determinare a preţurilor/ tarifelor de fumizare specifice SLR - protecţia socială a categoriilor defavorizate ale populaţiei se face prin alocaţii directe şi transparente de la buget
83
Pregătirea integrării sistemului de tarifare a consumatorilor captivi în noile relaţii şi structuri - În 2004 se elimină : - subvenţiile încrucişate dintre nivelurile de tensiune (înaltă/ joasă) - tarifele de furnizare monom în înaltă şi medie tensiune - MEC+ ANRE+ Consultant stabilesc politica, mecanismele şi instituţiile (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 şi implementează mecanismele de asigurare a recuperării costurilor cu energia de la consumatorii captivi (transfer controlat către consumatori al riscului hidrologic preluat iniţial total de D/F) - ANRE+ Consultant definesc ş1 implementează metodologia de stabilire a veniturilor reglementate ale activităţii de furnizare de tip RoR şi stabilesc procedurile de transformare în mecanism de cointeresare- CPI-X - ANRE+ Consultant definesc şi implementează procedura/metodologia de analiză, aprobare şi aplicare a sistemului tarifar, bazat pe alocarea marginalistă a costurilor, propus de fiecare D/F, integrind şi 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 terţilor la reţea se face în - accesul terţilor la reţea se face în regim - accesul terţilor la reţea 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 şi cea la nivelul sistemului zilnic şi cea la nivelul sistemului zilnic şi cea la nivelul cererii/ofertei lunar cererii/ofertei lunar cererii/ofertei lunar - T deţine licenţă de fumizare, pentru - T deţine licenţă de fumizare, pentru - T deţine licenţă de furnizare, pentru cantităţile de gaze naturale obţinute în cantităţile de gaze naturale obţinute în cantităţile de gaze naturale obţinute schimbul serviciilor de tranzit schimbul serviciilor de tranzit în schimbul serviciilor de tranzit Pregătirea evoluţiei viitoare Pregătirea evoluţiei viitoare \ Pregătirea evoluţiei viitoare - înfiinţarea 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 tranzacţiile fizice şi integrarea sa cerere/oferta, monitorizare administrator al bursei gazelor naturale regională contracte, managmentul pentru tranzacţiile fizice - programarea orară a surselor şi stabilirea congestiilor, stabilirea preţului - programarea zilnică a surselor ş1 preţului marginal de sistem marginal de sistem pentru stabilirea preţului marginal de sistem acoperirea deficitului de surse în - implementarea sistemului SCADA de situaţii 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 piaţă de cca. 75% - 4,3 mld. cu o cotă de piaţă 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 privaţi pentru 1,5 mld. mc - operatori privaţi 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 evoluţiei viitoare Pregătirea evoluţiei viitoare Pregătirea evoluţiei viitoare - separarea contabilă a activităţii de - separarea contabilă a activităţii 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 capacităţilor de înmagazinare - majorarea capacităţilor de înmagazinare operaţionale ale înmagazinării la cca. 5 mld. mc la cca. 7 mld.mc - majorarea capacităţilor de înmagazinare la cca.2,5 mld.mc D) Distribuitori şi furnizori la D) Distribuitori şi furnizori la D) Distribuitori şi furnizori la consumatori captivi (D/F) consumatori captivi (D/F) consumatori captivi (D/F) - 15 societăţi din care: două societăţi , - doi distribuitori cu capital majoritar , _ doi distribuitori cu capital majoritar cu capital integral de stat şi o cotă privat şi o cotă de piaţă de 90% privat de piaţă de 98%, 12 societăţi cu , - 30-40 societăţi independente, cu capital capitaf majoritar sau integral privat integral privat, cu o cotă de piaţă de cca. şi o cotă de piaţă de 1,75 % şi o 7,5% societate integrată vertical, c,u - o societate integrată vertical, cu capital capital majoritar de stat şi o cotă de majoritar privat şi o cotă de piaţă de piaţă de 0,25% 2,5% Caracteristici definitorii Caracteristici definitorii Caracteristici definitorii - până la finele anului 2004 este - D/F au licenţă naţională de fumizare şi - separarea legala, in entitati juridice prevăzută privatizarea celor două pot încheia contracte cu orice separate, a activitatii de fumizare de cea distribuţii cu capital integral de stat consumator eligibil. de distribuţie - DIF au licenţă naţională de fumizare şi pot încheia contracte cu orice consumator eligibil.
87
88
- activităţile de distribuţie şi fumizare nu sunt separate contabil - accesul la reţeaua de distribuţie este reglementat, pe bază de tarife publicate în mod transparent pe baze , de costuri recunoscute plus profit Pregătirea evoluţiei viitoare - separarea contabilă a activităţii de fumizare de cea de distribuţie E) Furnizori la consumatorii eligibili (D/E) - 28 de furnizori cu licenţă pentru tot teritoriul ţării - piaţa se deschide la 40% - pentru consumatorii industriali - producătorii deţin licenţe de fumizare pentru întreg teritoriul , tării· ' - activitatea de fumizare nu este separată contabil de activităţile reglementate (transport, distribuţie, înmagazinare) Pregătirea evoluţiei viitoare - separarea contabilă a activităţii de furnizare de activităţile de distribuţie - până in iulie 2007 se va realiza separare,a legala, in entitati juridice separate, a activitatii de fumizare de cea de distribuţie - accesul la reţeaua de distribuţie este reglementat, pe bază de tarife publicate în mod transparent intr-un mecanism "price-cap" (CPI-X). E) Consumatori eligibili - Piaţa continuă să se deschidă, urmând să atingă 100% deschidere pentru consumatorii industriali până la 01.01.2007, - Deschiderea pieţei va fi de 100% pentru consumatorii rezidenţiali până la 01.07.2007 - Până la data de 1.07.2007 activitatea de fumizare se separa in entitati legale de activităţile de distribuţie; , _ Vor fi implementate prevederile directivei Uniunii Europene privind piaţa gazelor naturale - accesul la reţeaua de distribuţie 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 îşi exercită acest drept - furnizori cu licenţă pentru tot teritoriul ţării - 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 achiziţie a gazelor , naturale , negociate între producători / furnizori şi distribuitori - contracte de vânzare-cumpărar,e încheiate între furnizori şi consumatorii eligibili sau între producători / furnizori şi distribuitori B) Piata contractelor pe termen scurt (o lună) contractele de vânzare-cumpărare încheiate între furnizori şi consumatorii eligibili sau între producători / furnizori şi distribuitori Pregătirea evoluţiei viitoare - implementarea sistemului de 1- tranzacţionare de tip bursa, cu contracte la termen de o lună - pregătirea sistemului de tranzacţii spot, pentru ziua următoare A) Piata contractelor de gaze naturale pe  termen mediu si lung, este naturale reprezentată de: - contracte de achiziţie a gazelor naturale, negociate între producători/furnizori şi distribuitori - contracte de vânzare-cumpărare încheiate între furnizori şi consumatorii eligibili sau între producători / furnizori şi distribuitori B) Piata contractelor pe termen scurt (o lună) - contractele de vânzare-cumpărare încheiate între furnizori şi consumatorii eligibili sau între producători / furnizori şi distribuitori - Contracte spot, cu clauze standardizate Pregătirea evoluţiei viitoare implementarea sistemului de tranzacţionare de tip bursă, cu contracte spot, pentru ziua următoare III. Piata contractelor pentru servicii de sistem Situaţia actuală - contracte şi tarife reglementate pentru serviciile de transport, distribuţie şi de înmagazinare - echilibrarea sistemului se face d,e către OS, prin programarea lunară a surselor şi a consumului de gaz,e naturale Operatorul comercial - Operatorul Comercial va fi independen,t în ceea ce priveşte forma legală, organizarea şi 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 tranzacţiilor cu capacităţi rezervate - asigurarea ne-discriminării între utilizatorii sistemului
,
Pregătirea evolutiei viitoare - pregătirea Operatorului Comercial pentru fumizarea serviciilor de sistem - pregătirea tranzacţiilor cu capacităţi rezervate - asigurarea ne-discriminării între utilizatorii sistemului IV.Contracte i - accesul reglementat al terţilor la sistemele de distribuţie, transport şi înmagazinare, pe bază de tarife publicate în mod transparent. Tarifele sunt stabilite pe baza principiului recuperării costurilor plus profitul pentru activităţile de transport, distribuţie şi înmagazinare - tarif naţional unic pentru transport - tarif de înmagazinare stabilit pentru fiecare depozit subteran - tarif naţional unic pentru distribuţie Pregătirea evolutiei viitoare - Pregătirea pentru implementarea sistemului binomial pentru tariful de distribuţie - - - - - accesul reglementat al tertilor la - accesul reglementat al tertilor la sistemele de distributie, trans2ort Şl sistemele de distributie, trans2ort Şl 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 naţional unic pentru transport tarif de înmagazinare stabilit pentru fiecare depozit subteran tarife de distribuţie diferenţiate pe categorii de consumatori (sistem binomial de tarife). Aplicarea sistemului tarifar binomial, diferenţierea 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 diferenţiate orar Pregătirea evolutiei viitoare elaborarea sistemelor tarifare diferenţiate orar - Pregătiri pentru aplicarea sistemelor de tarifare a serviciilor de distribuţie diferenţiate pe localităţi
90
P R E Ţ U R I L E
publicaţiilor legislative pentru anul 2003
- pe suport tradiţional -
Nr. Nr. crt. Denumirea publicaţiei anual de apariţii 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. Colecţia Legislaţia României 4 2.070.000 517.500 569.250 626.150 688.750 9. Colecţia de hotărâri ale Guvernului şi 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 Curţii Constituţionale 1 390.000 - - - - 12. Ediţii trilingve 12 2.075.000 - - - -
*) Cu excepţia numerelor bis în care se publică acte cu un volum extins şi care interesează doar un număr restrâns de utilizatori.
Publicaţiile Regiei Autonome „Monitorul Oficial" menţionate la punctele 1-7 sunt purtătoare de T.V.A. în cotă de 19%, iar cele menţionate la punctele 8-12 sunt scutite de T.V.A.
Pentru siguranţa clienţilor, abonamentele la publicaţiile Regiei Autonome „Monitorul Oficial" se pot efectua prin următorii difuzori:
◆ COMPANIA NAŢIONALĂ „POŞTA ROMÂNĂ" - S.A. - prin oficiile sale poştale ◆ RODIPET - S.A. - prin toate filialele ◆ INTERPRESS SPORT - S.R.L. - Bucureşti, 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. - Bucureşti, bd. Basarabia nr. 256 (telefon/fax: 255.48.15; 255.48.16) ◆ INFO EUROTRADING - S.A. - Bucureşti, Splaiul Independenţei nr.202A (telefon/fax: 212.73.54) ◆ ZIRKON MEDIA - S.R.L. - Bucureşti, bd. Nicolae Grigorescu nr. 29A, bl. N22, ap. 38 (telefon/fax: 340.31.09) ◆ ACTA LEGIS - S.R.L. - Bucureşti, str. Banul Udrea nr. 10, (telefon/fax: 411.91.79) ◆ CURIER PRESS - S.R.L. - Braşov, str. Traian Grozăvescu nr. 7 (telefon/fax: 0268/47.05.96) ◆ ELIDA - S.R.L. - Braşov, 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. - Ploieşti, str. Candiano Popescu nr. 36 (telefon/fax: 0244/51.40.52, 0244/51.48.01)
Preluat: 2026-09-24T15:10:06.496615+00:00 · SHA256: a6ec648cd1ffd6eb9fd50b8bbf45965742b99135f72a006cd211ffff132bc913