---

Salveaza (0) Vă rugăm să vă conectați la marcaj Închide Adresa de e-mail Parolă Ține-mă minte No account yet? Register

---

privind "Foaie de parcurs în domeniul energetic din România"*)



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

ANEXĂ")

*)Anexaestereprodusăînfacsimil.

1. I. Privire de ansamblu asupra sectorului energetic

   din România – PREZENT 'I VIITOR ……………………………………. 4

2. II. Asigurarea resurselor energetice …………………………………………….. 9

3. III. Modelul de piaţă energetică în România …………………………………. 11

4. IV. Politica energetică în România ……………………………………………….. 13

   1. IV.1 Energia competitivă – baza unei economii competitive ………………………….. 13

   2. IV.2 Rolul autorităţii de reglementare şi al operatorului de piaţă ……………………. 15

   3. IV.3 Investiţii şi privatizare prin participarea de capital privat şi investitori strategici 21

   4. IV.4 Politica de preţuri şi protecţia socială ………………………………………………………… 27

5. V. Mediul ……………………………………………………………………………………. 35

6. VI. Restructurarea sectorului de producere a energiei electrice şi operarea producătorilor pe piaţă …………………………………………………………… 36

   1. VI.1 Programul de dezvoltare energetică pentru perioada 2003-2015 …………….. 38

   2. VI.2 Programul de închidere a centralelor ……………………………………………………. 39

   3. VI.3 Siguranţa nucleară …………………………………………………………………………….. 39

   4. VI.4 Programul de electrificări …………………………………………………………………… 41

7. VII. Piaţa regională de energie electrică …………………………………………. 43

I. PRIVIRE DE ANSAMBLU ASUPRASECTORULUI 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. 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. 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

1. a) consumul final de energiei PIB 97

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

   ***anul 1989 a fost calculat la acelaşi ppc ca 1990

3. 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

Io4:<

'a;

!

–e

50 00 . ··–

I

0,93

l!!ICentrale electrice de termoficare •

lignit

BCentrate termoelectrice de condensatie • huila

40 00 1.

C) • '

(I)

s

'0

!'CI Centrale termoeleetrice de condensatie hidrocarburi

.a2

e

:,

30,00 i…–

•

!!liCentrale 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,

• – 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 2001

Simulator  

Contracte futures, opţiuni etc.

Pltare 2002

{Implicit – cu pregătire

investitionafa Phare 2001)

în

Casa de clirin

Re2uli, Reglementări

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 proiecteleOPCOM

Cu fnregistrarea tuturor contractelor şi „settleme11t" pentru toate tranzacţiile

IT:

IT:

Contracte initiale „Vesting"		Reguli, Reglementări	SIMULATOR		POWER EXCHANGE (settlement)
Contracte de capacitate		Re2uli1Re2Iernentări	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" 11Aiustare"	Reguli, ReglementăriRe2uli, Re!!lementări		SIMULATOR	POWER EXCHANGE
				SIMULATOR	POWER EXCHANGE
Piaţa de echilibrare	Administrată cu o zi înainte de Operatorul de Piaţă, OrizontI Administrată în timp real de Operatorul de Sistem1Orizont II	Reguli, Reglementări Reguli, Reglementări	SIMULATOR		POWER EXCHANGE
			SIMULATOR
Servicii de sistem		Reguli, Reglementări
Cuantificarea riscului şi mecanisme de garantare inclusiv cliring}		Reguli, Reglementări

PIATAFIZICĂ

PIAŢA FINANCIARĂ

LEGENDĂ:             Proiecte Phare

Proiect Banca Mondiali,

Phare 2002 (Cu pregătire investitionala în Phare 2001)

19

Modul prol!noză

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 douaV 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, distribuţiesi 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:

1. a) conectaţi direct la sistemul naţional de transport gaze naturale

2. 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, preţurilegazelor naturale si tarifele detransport, distribuţie si înmagazinare sunt stabilite după cum urmează:

1. 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:

   Ointern x P intern + Oimport x P importQ 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. 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. 3. Tariful de înmagazinarese 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. 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, SO2 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 AENERGIEI 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.

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 fiepromovatea 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

Tabelulnr.1

Tabelulnr.2

Tabelulnr.3

Tabelulnr.4

Tabelulnr.5

Tabelulnr.6

Tabelulnr.7

Tabelulnr.Ba

Tabelulnr.Bb

Tabelulnr.9a

Tabelulnr.9b

Tabelulnr.9c

Tabelulnr.9d

Tabelulnr.10

Tabelulnr.11

Tabelulnr.12

Tabelulnr.13

Tabelulnr.14

Tabelulnr.15

Tabelulnr.16

Tabelulnr.17

Tabelulnr.1B

Tabelulnr.19

Tabelulnr.20

Tabelulnr.21

Tabelulnr.22

Tabelulnr.23

Tabelulnr.24

Tabelulnr.25

ANEXANr.2

, ,

75

, ,

B) Transportator(T) +Conducere operativăSEN (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 înI 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 etaepa 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.Contracteşitarife 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

ANEXANr.3

ANEXANr.3

	B) Transportator  (T) + Conducere operativă SNTGN (OS-Operatorde 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) Operatoruldepozitelor de C) Operatoruldepozitelor de C) Operatoruldepozitelor de înmagazinare subteranăînmagazinare subteranăînmagazinare 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) Distribuitorişifurnizori la D) DistribuitorişifurnizorilaD) Distribuitorişifurnizorilaconsumatori 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, înmod voluntar, nu îşi exercită acest drept – furnizori cu licenţă pentru tot teritoriul ţării – aplicarea în totalitate a prevederilor Directivei

,

89

11.PieteangroI de gaze	A) Piatacontractelordegazenaturale 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 naturalepe  termenmediusilung, 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.Piatacontractelorpentru 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

PREŢURILE

publicaţiilorlegislativepentruanul2003

–pesuporttradiţional–

Nr.Nr. crt.Denumireapublicaţieianual deapariţii		Valoareaabonamentuluianual –lei–	Trim.I	Valoareaabonamentuluitrimestrial                              –lei–                 Trim.IITrim.III		Trim.IV
1.MonitorulOficial,ParteaI,înlimbaromână	710	7.900.000	1.975.000	2.172.500	2.389.750	2.628.750
2.MonitorulOficial,ParteaI,înlimbaromână,numerebis*)	50	1.480.000	–	–	–	–
3.MonitorulOficial,ParteaI,înlimbamaghiară	250	6.585.000	1.646.250	1.646.250	1.646.250	1.646.250
4.MonitorulOficial,ParteaaII-a	300	10.380.000	2.595.000	2.595.000	2.595.000	2.595.000
5.MonitorulOficial,ParteaaIII-a	700	2.105.000	526.250	526.250	526.250	526.250
6.MonitorulOficial,ParteaaIV-a	2.100	8.900.000	2.225.000	2.225.000	2.225.000	2.225.000
7.MonitorulOficial,ParteaaVI-a	250	8.195.000	2.048.750	2.048.750	2.048.750	2.048.750
8.ColecţiaLegislaţiaRomâniei	4	2.070.000	517.500	569.250	626.150	688.750
9.ColecţiadehotărârialeGuvernuluişialteactenormative	12	3.450.000	862.500	948.750	1.043.600	1.147.950
10.Repertoriulactelornormative	1	520.000	–	–	–	–
11.DeciziialeCurţiiConstituţionale	1	390.000	–	–	–	–
12.Ediţiitrilingve	12	2.075.000	–	–	–	–

*)Cuexcepţianumerelorbisîncaresepublicăactecuunvolumextinsşicareintereseazădoarunnumărrestrânsdeutilizatori.

PublicaţiileRegieiAutonome„MonitorulOficial”menţionatelapunctele1-7suntpurtătoaredeT.V.A.încotăde19%,iarcelemenţionatelapunctele8-12suntscutitedeT.V.A.

Pentrusiguranţaclienţilor,abonamentelelapublicaţiileRegieiAutonome„MonitorulOficial”sepotefectuaprinurmătoriidifuzori:

• ◆ COMPANIANAŢIONALĂ„POŞTAROMÂNĂ”–S.A.–prinoficiilesalepoştale

• ◆ RODIPET–S.A.–printoatefilialele

• ◆ INTERPRESSSPORT–S.R.L.–Bucureşti,str.HristoBotevnr.6

  (telefon/fax:313.85.07;313.85.08;313.85.09)

• ◆ PRESSEXPRES–S.R.L.–Otopeni,str.FlorideCâmpnr.9(telefon/fax:772.66.87;0745.133.712)

• ◆ M.T.PRESSIMPEX–S.R.L.–Bucureşti,bd.Basarabianr.256(telefon/fax:255.48.15;255.48.16)

• ◆ INFOEUROTRADING–S.A.–Bucureşti,SplaiulIndependenţeinr.202A(telefon/fax:212.73.54)

• ◆ ZIRKONMEDIA–S.R.L.–Bucureşti,bd.NicolaeGrigorescunr.29A,bl.N22,ap.38(telefon/fax:340.31.09)

• ◆ ACTALEGIS–S.R.L.–Bucureşti,str.BanulUdreanr.10,(telefon/fax:411.91.79)

• ◆ CURIERPRESS–S.R.L.–Braşov,str.TraianGrozăvescunr.7(telefon/fax:0268/47.05.96)

• ◆ ELIDA–S.R.L.–Braşov,str.BisericiiRomânenr.92(telefon/fax:0268/47.74.64)

• ◆ MIMPEX–S.R.L.–Hunedoara,str.IonCreangănr.2,bl.2,ap.1(telefon/fax:0254/71.92.43)

• ◆ CALLIOPE–S.R.L.–Ploieşti,str.CandianoPopescunr.36(telefon/fax:0244/51.40.52,0244/51.48.01)