Comunica experienta
MonitorulJuridic.ro
────────── Aprobat prin ORDINUL nr. 78 din 8 iunie 2022, publicat în Monitorul Oficial al României, Partea I, nr. 572 din 10 iunie 2022.────────── CAP. I Scopul şi domeniul de aplicare ART. 1 Prezenta metodologie stabileşte modul de determinare şi ajustare, pe perioada de aplicare a schemei de sprijin de tip bonus, inclusiv pe perioada de prelungire a schemei de sprijin, denumită în continuare schema de sprijin, a: a) preţurilor de referinţă şi a preţurilor reglementate pentru energia termică produsă şi livrată din centrale de cogenerare care beneficiază de schema de sprijin; b) bonusurilor de referinţă şi a bonusurilor pentru energia electrică produsă şi livrată din centrale de cogenerare care beneficiază de schema de sprijin; c) preţului de referinţă şi a preţurilor reglementate pentru energia electrică produsă şi livrată din centrale de cogenerare care beneficiază de schema de sprijin, în cazul comercializării prin contracte reglementate. ART. 2 (1) Prezenta metodologie se aplică de Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei pentru determinarea şi ajustarea preţurilor de referinţă şi a preţurilor reglementate pentru energia electrică şi termică, respectiv a bonusurilor de referinţă pentru energia electrică produsă şi livrată în cogenerare de înaltă eficienţă, pe perioada de aplicare a schemei de sprijin. (2) Preţurile de referinţă ale energiei electrice şi energiei termice determinate conform prezentei metodologii se utilizează pentru realizarea de către ANRE a analizelor de ante-supracompensare şi de supracompensare prevăzute în Metodologia de determinare şi monitorizare a supracompensării activităţii de producere a energiei electrice şi termice în cogenerare de înaltă eficienţă care beneficiază de schema de sprijin de tip bonus, aprobată prin ordin al preşedintelui ANRE. (3) Preţurile reglementate ale energiei electrice determinate conform prezentei metodologii se utilizează pentru vânzarea energiei electrice prin contracte reglementate, în condiţiile stabilite de ANRE, de către producătorii care beneficiază de schema de sprijin. (4) Preţurile reglementate ale energiei termice determinate conform prezentei metodologii se utilizează pentru vânzarea energiei termice de către producătorii care beneficiază de schema de sprijin. (5) Bonusurile se aplică în perioada 2010-2023 centralelor de cogenerare deţinute/exploatate de producătorii care nu îndeplinesc condiţiile de accesare a prelungirii schemei de sprijin prevăzute în Decizia Comisiei Europene C(2021) 9.774 final din 20 decembrie 2021 şi în Hotărârea Guvernului nr. 1.215/2009 privind stabilirea criteriilor şi a condiţiilor necesare implementării schemei de sprijin pentru promovarea cogenerării de înaltă eficienţă pe baza cererii de energie termică utilă, cu modificările şi completările ulterioare, pentru o perioadă de maximum 11 ani. (6) Pentru producătorii care îndeplinesc condiţiile de accesare a prelungirii schemei de sprijin, în conformitate cu prevederile Procedurii de avizare a proiectelor noi sau de retehnologizare ale centralelor de cogenerare, aprobate prin ordin al preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei, perioada de aplicare prevăzută la alin. (5) se prelungeşte până în anul 2033 inclusiv, fără a depăşi o perioadă maximă totală de sprijin de 21 de ani pentru centralele deţinute/exploatate de aceştia. (7) Bonusurile determinate conform prezentei metodologii se utilizează de către Compania Naţională de Transport al Energiei Electrice „Transelectrica“ - S.A., în calitate de administrator al schemei de sprijin, pentru stabilirea plăţilor lunare către producătorii care beneficiază de schema de sprijin. CAP. II Definiţii şi abrevieri ART. 3 În prezenta metodologie sunt utilizate următoarele abrevieri:
┌────┬─────────────────────────────────┐
│SEN │Sistemul electroenergetic │
│ │naţional │
├────┼─────────────────────────────────┤
│PZU │Piaţa pentru ziua următoare │
├────┼─────────────────────────────────┤
│PI │Piaţă intrazilnică de energie │
│ │termică │
├────┼─────────────────────────────────┤
│PCCB│Piaţă centralizată a contractelor│
│ │bilaterale │
├────┼─────────────────────────────────┤
│ANRE│Autoritatea Naţională de │
│ │Reglementare în Domeniul Energiei│
└────┴─────────────────────────────────┘
ART. 4 (1) Termenii folosiţi în prezenta metodologie au semnificaţiile prevăzute în Legea energiei electrice şi a gazelor naturale nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare, în Hotărârea Guvernului nr. 219/2007 privind promovarea cogenerării bazate pe cererea de energie termică utilă, cu modificările şi completările ulterioare, respectiv în Hotărârea Guvernului nr. 1.215/2009 privind stabilirea criteriilor şi a condiţiilor necesare implementării schemei de sprijin pentru promovarea cogenerării de înaltă eficienţă pe baza cererii de energie termică utilă, cu modificările şi completările ulterioare. (2) În înţelesul prezentei metodologii, termenii specifici utilizaţi au următoarele semnificaţii:
┌───────────┬──────────────────────────┐
│ │bonusul aprobat în baza │
│ │art. 10 alin. (3) din │
│ │Hotărârea Guvernului nr. │
│ │1.215/2009, cu │
│ │modificările şi │
│Bonus de │completările ulterioare, │
│referinţă │prin ordin al │
│ │preşedintelui ANRE, │
│ │determinat în urma │
│ │analizei costurilor şi │
│ │veniturilor unor centrale │
│ │de cogenerare echivalente │
├───────────┼──────────────────────────┤
│ │bonusul aprobat în baza │
│ │art. 10 alin. (5), (5^1) │
│ │şi (6) din Hotărârea │
│ │Guvernului nr. 1.215/2009,│
│ │cu modificările şi │
│ │completările ulterioare, │
│ │prin decizie a │
│Bonus │preşedintelui ANRE, │
│ │determinat pentru fiecare │
│ │producător de energie │
│ │electrică şi termică în │
│ │cogenerare în parte, în │
│ │funcţie de combustibilul │
│ │majoritar utilizat şi de │
│ │anul de acordare a │
│ │bonusului │
├───────────┼──────────────────────────┤
│ │centrala de producere a │
│ │energiei electrice şi │
│Centrală de│termice într-un proces de │
│cogenerare │cogenerare de înaltă │
│echivalentă│eficienţă, având │
│ │caracteristicile │
│ │predefinite descrise în │
│ │anexele nr. 1-3 │
├───────────┼──────────────────────────┤
│ │centrala de producere a │
│Centrală │energiei termice în │
│termică │capacităţi separate, având│
│echivalentă│caracteristicile │
│ │predefinite descrise în │
│ │anexele nr. 1-3 │
├───────────┼──────────────────────────┤
│Combustibil│combustibilul cu ponderea │
│majoritar │cea mai mare în mixul de │
│ │combustibil utilizat │
├───────────┼──────────────────────────┤
│ │consumul de energie │
│ │primară din combustibil │
│Consum de │pentru producerea energiei│
│combustibil│termice, respectiv a │
│ │energiei electrice şi │
│ │termice în cogenerare │
├───────────┼──────────────────────────┤
│ │energia electrică produsă │
│ │într-un proces de │
│ │cogenerare care │
│ │îndeplineşte criteriile │
│ │specificate la art. 3 lit.│
│ │h) din Hotărârea │
│ │Guvernului nr. 1.215/2009,│
│ │cu modificările şi │
│ │completările ulterioare, │
│ │respectiv la art. 69 lit. │
│ │a) şi b) din Legea │
│ │energiei electrice şi a │
│Energie │gazelor naturale nr. 123/ │
│electrică │2012, cu modificările şi │
│produsă în │completările ulterioare, │
│cogenerare │şi este calificată în baza│
│de înaltă │Regulamentului de │
│eficienţă │calificare a producţiei de│
│ │energie electrică în │
│ │cogenerare de înaltă │
│ │eficienţă şi de verificare│
│ │şi monitorizare a │
│ │consumului de combustibil │
│ │şi a producţiilor de │
│ │energie electrică şi │
│ │energie termică utilă, în │
│ │cogenerare de înaltă │
│ │eficienţă, aprobat prin │
│ │ordin al preşedintelui │
│ │ANRE │
├───────────┼──────────────────────────┤
│ │preţul energiei electrice │
│ │produse în cogenerare de │
│ │înaltă eficienţă, aprobat │
│ │prin ordin al │
│ │preşedintelui ANRE şi │
│ │utilizat pentru realizarea│
│ │de către ANRE a analizelor│
│ │de ante-supracompensare şi│
│Preţ de │de supracompensare │
│referinţă │prevăzute de Metodologia │
│pentru │de determinare şi │
│energia │monitorizare a │
│electrică │supracompensării │
│ │activităţii de producere a│
│ │energiei electrice şi │
│ │termice în cogenerare de │
│ │înaltă eficienţă care │
│ │beneficiază de schema de │
│ │sprijin de tip bonus, │
│ │aprobată prin ordin al │
│ │preşedintelui ANRE │
├───────────┼──────────────────────────┤
│ │preţul energiei electrice │
│ │aprobat prin ordin al │
│ │preşedintelui ANRE, în │
│Preţ │baza art. 21 alin. (2) din│
│reglementat│Hotărârea Guvernului nr. │
│pentru │1.215/2009, cu │
│energia │modificările şi │
│electrică │completările ulterioare, │
│ │utilizat pentru vânzarea │
│ │energiei electrice prin │
│ │contracte reglementate │
├───────────┼──────────────────────────┤
│ │preţul energiei termice │
│ │aprobat în baza art. 22 │
│ │alin. (1) şi (2) din │
│ │Hotărârea Guvernului nr. │
│Preţ de │1.215/2009, cu │
│referinţă │modificările şi │
│pentru │completările ulterioare, │
│energia │prin ordin al │
│termică │preşedintelui ANRE, │
│ │determinat pe baza │
│ │analizei costurilor de │
│ │producere ale unor │
│ │centrale termice │
│ │echivalente │
├───────────┼──────────────────────────┤
│ │preţul energiei termice │
│Preţ │aprobat prin decizie a │
│reglementat│preşedintelui ANRE, │
│pentru │determinat pentru fiecare │
│energia │producător în parte, în │
│termică │funcţie de combustibilul │
│ │majoritar utilizat │
├───────────┼──────────────────────────┤
│ │producătorul de energie │
│ │electrică şi termică în │
│ │cogenerare de înaltă │
│ │eficienţă care beneficiază│
│Producător │de schema de sprijin în │
│ │condiţiile specificate în │
│ │Hotărârea Guvernului nr. │
│ │1.215/2009, cu │
│ │modificările şi │
│ │completările ulterioare │
└───────────┴──────────────────────────┘
CAP. III Consideraţii generale ART. 5 (1) Prin acordarea bonusului pentru energia electrică produsă în cogenerare de înaltă eficienţă se asigură compensarea diferenţei dintre costurile activităţii de producere în cogenerare de înaltă eficienţă şi veniturile rezultate din vânzarea energiei electrice şi a energiei termice. (2) Pentru determinarea bonusurilor de referinţă se iau în considerare 3 tipuri de centrale de cogenerare echivalente, funcţionând cu combustibil solid, cu combustibil gazos asigurat din reţeaua de transport şi, respectiv, cu combustibil gazos asigurat din reţeaua de distribuţie. (3) Bonusurile de referinţă reprezintă valoarea maximă care poate fi acordată unui producător în cogenerare de înaltă eficienţă. (4) Determinarea valorilor bonusurilor de referinţă se efectuează luându-se în considerare realizarea integrală a investiţiei în primul an şi excluderea oricăror intrări de active noi. (5) Prin excepţie de la prevederile alin. (4), în cazul producătorilor de energie electrică şi termică în cogenerare care înlocuiesc, ulterior datei de 31 decembrie 2016, pe acelaşi amplasament, capacităţi de cogenerare existente care au beneficiat de bonus pentru energia electrică cu capacităţi de cogenerare de înaltă eficienţă, în limita capacităţii electrice instalate înscrise la data de 31 decembrie 2016 în lista prevăzută la art. 9 alin. (4) din Hotărârea Guvernului nr. 1.215/2009, cu modificările şi completările ulterioare, bonusul aferent capacităţilor noi se determină conform prevederilor art. 55 alin. (3). (6) În cazul capacităţilor existente care beneficiază de prelungirea schemei de sprijin prevăzută la art. 8 alin. (2) din Hotărârea Guvernului nr. 1.215/2009, cu modificările şi completările ulterioare, în calculul bonusului pentru primul an de prelungire costurile fixe cu rentabilitatea bazei reglementate a activelor se calculează începând cu anul de funcţionare imediat următor celui în care s-au aflat la data la care au beneficiat efectiv de prelungirea schemei. ART. 6 (1) Preţul de referinţă pentru energia termică produsă şi livrată din centralele de cogenerare de înaltă eficienţă este stabilit la nivelul preţului pentru energia termică livrată dintro centrală termică echivalentă. (2) Pentru determinarea preţurilor de referinţă pentru energia termică se iau în considerare centrale de producere a energiei termice echivalente, funcţionând cu combustibil solid, combustibil gazos asigurat din reţeaua de transport şi, respectiv, cu combustibil gazos asigurat din reţeaua de distribuţie. CAP. IV Determinarea preţului de referinţă pentru energia termică ART. 7 Pentru determinarea preţului de referinţă pentru energia termică sunt luate în considerare următoarele date de intrare specifice unei centrale termice echivalente: a) capacitatea termică instalată, Q^q_inst (MW); b) capacitatea termică medie anuală, Q_th (MW); c) eficienţa de producere, η^q (%); d) numărul mediu de ore de funcţionare pe an, h (ore/an); e) factorul de utilizare a capacităţii termice instalate, ƒ^q_inst (%); f) anul de aplicare a schemei de sprijin, n (–); g) preţul mediu al combustibilului determinat pe baza puterii calorifice inferioare, p^n_comb (lei/MWh); h) preţul mediu al certificatului de CO_2, p^n_CO2(lei/certificat); i) factorul de emisie specific, ƒ_CO2 (t/MWh); j) investiţia specifică, i^q_sp(lei/MW); k) durata de amortizare, h^q_amort (ani); l) costul energiei electrice din SEN şi cel cu apa, p^q_alte,var (lei/MWh); m) alte costuri fixe (costurile cu personalul, operarea şi mentenanţa etc.), cƒ^q_alte (lei/MWh). ART. 8 Capacitatea termică medie anuală a centralei de cogenerare, Q_th se determină pe baza capacităţii termice instalate, Q^q_inst, şi a factorului de utilizare a capacităţii termice instalate, ƒ^q_inst. (a se vedea imaginea asociată) ART. 9 Cantitatea de energie termică produsă şi livrată anual de centrala termică echivalentă, Q, este determinată pe baza capacităţii termice medii anuale, Q_th, şi a numărului mediu de ore de funcţionare pe an, h. (a se vedea imaginea asociată) ART. 10 Consumul anual de combustibil utilizat pentru producerea energiei termice în centrala termică echivalentă, B^q, este determinat pe baza cantităţii de energie termică, Q, şi a eficienţei producerii energiei termice în centrala echivalentă, η^q. (a se vedea imaginea asociată) ART. 11 Costurile variabile anuale ale centralei termice echivalente, corespunzătoare anului n de aplicare a schemei de sprijin, CV^q,n, cuprind costurile de achiziţie a combustibilului, C^q,n_comb, costurile certificatelor de CO_2, C^q,n_CO2, şi alte costuri variabile, C^q_alte,var. (a se vedea imaginea asociată) ART. 12 (1) Costurile anuale cu combustibilul, C^q,n_comb, se determină pe baza cantităţii de combustibil utilizate, B^q, şi a preţului mediu al combustibilului, p^n_comb. (a se vedea imaginea asociată) (2) Costurile cu combustibilul includ, după caz, şi costurile cu transportul/distribuţia/furnizarea acestuia, precum şi cele cu rezervarea de capacitate. Nu se includ costurile cu accizele şi dezechilibrele, după caz. (3) Preţul mediu al combustibilului luat în considerare la analizele prevăzute la art 46 alin. (1) se determină pe trei tipuri de combustibil majoritar: combustibil solid, gaze naturale asigurate din reţeaua de transport şi gaze naturale asigurate din reţeaua de distribuţie în condiţiile art. 46 alin. (5)-(12). ART. 13 (1) Costurile anuale cu achiziţia certificatelor de CO_2 se determină pe baza consumului de combustibil, B^q, a factorului de emisie specific, ƒ_CO2 şi a preţului mediu al certificatului de CO_2, p^n_CO2. (a se vedea imaginea asociată) (2) În determinarea preţului mediu al certificatului de CO_2 se iau în considerare nivelul mediu al alocărilor cu titlu gratuit ale certificatelor şi ponderea combustibilului pentru producerea energiei termice din total combustibil în cogenerare care accesează schema de sprijin, conform raportărilor producătorilor pentru analiza de ante-supracompensare pentru anul respectiv. ART. 14 Celelalte costuri variabile ale capacităţii separate, C^q_alte,var, cuprind costurile cu energia electrică din SEN şi cu apa şi se determină pe baza costului specific pentru energia electrică din SEN şi pentru apă, utilizate la producerea în centrala termică echivalentă, p^q_alte,var, şi a consumului de combustibil, B^q. (a se vedea imaginea asociată) ART. 15 Costurile fixe anuale ale centralei termice echivalente, CF^q, cuprind costurile cu amortizarea, C^q_amort, şi alte costuri fixe, CF^q_alte. (a se vedea imaginea asociată) ART. 16 Costurile cu amortizarea ale centralei termice echivalente se determină prin utilizarea metodei liniare, prin raportarea bazei reglementate a activelor, aferente investiţiei iniţiale, BAR^q, la durata medie de amortizare, h^q_amort. (a se vedea imaginea asociată) ART. 17 Baza reglementată a activelor aferentă investiţiei iniţiale, BAR^q, a centralei termice echivalente este determinată pe baza investiţiei specifice, i^q_sp, şi a capacităţii termice instalate, Q^q_inst. (a se vedea imaginea asociată) ART. 18 Alte costuri fixe, cum ar fi costurile de operare şi mentenanţă, costurile cu personalul etc. ale centralei termice echivalente, CF^q_alte, se determină pe baza costurilor fixe unitare, cƒ^q_alte, şi a cantităţii de energie termică produsă, Q. (a se vedea imaginea asociată) ART. 19 Costurile anuale totale ale centralei termice echivalente, corespunzătoare anului n de aplicare a schemei de sprijin, CT^q, n, reprezintă suma costurilor variabile, CV^q, n, şi fixe, CF^q, ale acestei centrale. (a se vedea imaginea asociată) ART. 20 Preţul de referinţă pentru energia termică produsă şi livrată din centrale de cogenerare de înaltă eficienţă corespunzător anului n de aplicare a schemei de sprijin, p^q, n_reƒ, se calculează pe baza costurilor totale ale centralei termice echivalente, CT^q, n, şi a cantităţii de energie termică produsă, Q. (a se vedea imaginea asociată) CAP. V Determinarea bonusurilor de referinţă şi a preţului de referinţă pentru energia electrică ART. 21 Pentru determinarea bonusurilor de referinţă pentru energia electrică sunt luate în considerare următoarele date de intrare specifice unei centrale de cogenerare echivalente: a) capacitatea termică instalată, Q^cog_inst (MW); b) capacitatea electrică instalată, P^cog_inst (MW); c) capacitatea electrică medie anuală, P_e (MW); d) capacitatea termică medie anuală, Q_th (MW); e) eficienţa globală de producere, ƞ_br^cog (%); f) consumul propriu tehnologic de energie electrică din producţia proprie a centralei, e_cpt (%); g) numărul mediu de ore de funcţionare pe an, h (ore/an); h) factorul de utilizare a capacităţii electrice instalate, ƒ^e_inst (%); i) factorul de utilizare a capacităţii termice instalate, ƒ^q_inst (%); j) anul de aplicare a schemei de sprijin, n (-); k) preţul mediu al combustibilului, determinat la puterea calorifică inferioară, p^n_comb (lei/MWh); l) preţul mediu al certificatului de CO_2, p^n_CO2 (lei/certificat); m) factorul de emisie specific, ƒ_CO2 (t/MWh); n) investiţia specifică pentru centrala de cogenerare, i_sp^cog (lei/MW); o) durata de amortizare, h^cog_amort (ani); p) costul energiei electrice din SEN şi al apei, p^cog_alte, var (lei/MWh); q) rata reglementată a rentabilităţii, r (%); r) alte costuri fixe (cu personalul, operarea şi mentenanţa etc.), cƒ^cog_alte (lei/MWh); s) preţul de vânzare a energiei electrice pe PZU, P^n_PZU (lei/MWh); t) coeficientul de variaţie a cursului de schimb valutar, I_leu/euro (-). ART. 22 Capacitatea electrică medie anuală a centralei de cogenerare, P_e, se determină pe baza capacităţii electrice instalate, P^cog_inst, şi a factorului de utilizare a capacităţii electrice instalate, ƒ^e_inst. (a se vedea imaginea asociată) ART. 23 Capacitatea termică medie anuală a centralei de cogenerare, Q_th, se determină pe baza capacităţii termice instalate, Q^cog_inst, şi a factorului de utilizare a capacităţii termice instalate, ƒ^q_inst. (a se vedea imaginea asociată) ART. 24 Cantitatea de energie electrică anuală produsă de centrala de cogenerare echivalentă, E, se determină pe baza capacităţii electrice medii anuale, P_e, şi a numărului mediu de ore de funcţionare pe an, h. (a se vedea imaginea asociată) ART. 25 (1) Cantitatea de energie electrică anuală livrată din centrala de cogenerare, E_l, se determină ca diferenţa dintre energia electrică produsă, E, şi consumul propriu tehnologic de energie electrică al centralei. (a se vedea imaginea asociată) (2) Consumul propriu tehnologic de energie electrică al centralei nu include consumul de energie electrică aferent pompelor de adaos şi pompelor de termoficare, aceasta fiind considerată energie electrică aferentă serviciului de transport al energiei termice. ART. 26 Cantitatea de energie termică anuală produsă şi livrată de centrala de cogenerare echivalentă, Q, este determinată pe baza capacităţii termice medii anuale, Q_th, şi a numărului mediu de ore de funcţionare pe an, h. (a se vedea imaginea asociată) ART. 27 Consumul anual de combustibil utilizat pentru producerea energiei electrice şi termice în centrala de cogenerare echivalentă, B^cog, este determinat pe baza cantităţilor de energie electrică şi termică produse şi a eficienţei globale de producere în cogenerare, η_br^cog. (a se vedea imaginea asociată) ART. 28 Eficienţa globală netă a centralei de cogenerare echivalente reprezintă suma energiei electrice livrate, E_l, şi a energiei termice livrate, Q, raportată la consumul anual de combustibil al centralei, B^cog. (a se vedea imaginea asociată) ART. 29 Costurile variabile anuale ale activităţii de cogenerare, corespunzătoare anului n de aplicare a schemei de sprijin, CV^cog,n, cuprind costurile de achiziţie a combustibilului, C_comb^cog,n, costurile certificatelor de CO_2, C_CO2^cog,n, şi alte costuri variabile, C^cog_(alte,var). (a se vedea imaginea asociată) ART. 30 (1) Costurile anuale cu combustibilul, C^cog,n_alte,var, se determină pe baza cantităţii de combustibil utilizate, B^cog, şi a preţului mediu al combustibilului, p^n_comb. (a se vedea imaginea asociată) (2) Costurile cu combustibilul includ, după caz, şi costurile cu transportul/distribuţia/furnizarea acestuia, precum şi cele cu rezervarea de capacitate. Nu se includ costurile cu accizele şi dezechilibrele, după caz. (3) Preţul mediu al combustibilului luat în considerare la analizele prevăzute la art. 46 alin. (1) se determină pe trei tipuri de combustibil majoritar: combustibil solid, gaze naturale asigurate din reţeaua de transport şi gaze naturale asigurate din reţeaua de distribuţie în condiţiile art. 46 alin. (5)-(12). ART. 31 Costurile anuale cu achiziţia certificatelor de CO_2 se determină pe baza consumului de combustibil, B^cog, a factorului de emisie specific, ƒ_CO2, şi a preţului mediu al certificatului de CO2, p^n_CO2, ţinându-se seama, dacă este cazul, de nivelul mediu al alocărilor cu titlu gratuit ale certificatelor de CO2. (a se vedea imaginea asociată) ART. 32 Celelalte costuri variabile, C^cog_alte,var, cuprind costurile cu energia electrică din SEN şi cu apa şi se determină pe baza costului specific pentru energia electrică din SEN şi pentru apă, utilizate la producerea în centrala de cogenerare echivalentă, p^cog_alte,var, şi a consumului de combustibil, B^cog. (a se vedea imaginea asociată) ART. 33 Costurile fixe anuale ale centralei de cogenerare echivalente, CF^cog, n, corespunzătoare anului n de aplicare a schemei de sprijin, cuprind costurile cu amortizarea, C^cog_amort, rentabilitatea bazei reglementate a activelor, R^n, şi alte costuri fixe, CF^cog_alte . (a se vedea imaginea asociată) ART. 34 Valoarea anuală a rentabilităţii bazei reglementate a activelor, R^n, este determinată pe baza ratei reglementate a rentabilităţii, r, prevăzute la art. 3 lit. m) din Hotărârea Guvernului nr. 1.215/2009, cu modificările şi completările ulterioare, şi a bazei reglementate a activelor, aferente anului n de aplicare a schemei de sprijin, (BAR^cog)^n. (a se vedea imaginea asociată) ART. 35 (1) Baza reglementată a activelor aferentă fiecărui an, (BAR^cog)^n, se determină ca fiind baza reglementată a activelor aferentă investiţiei iniţiale din care se scade amortizarea aferentă anilor anteriori de acordare a schemei de sprijin. (a se vedea imaginea asociată) (2) Baza reglementată a activelor aferentă investiţiei iniţiale, (BAR^cog)^1, a centralei de cogenerare echivalente este determinată pe baza investiţiei specifice, i_sp^cog, şi a capacităţii electrice instalate, P^cog_inst. (a se vedea imaginea asociată) ART. 36 Costurile cu amortizarea ale centralei de cogenerare echivalente sunt determinate prin utilizarea metodei liniare, prin raportarea bazei reglementate a activelor aferente investiţiei iniţiale, (BAR^cog)^1, la durata medie de amortizare h^cog_amort. (a se vedea imaginea asociată) ART. 37 Alte costuri fixe ale centralei de cogenerare, CF^cog_alte, cum ar fi costurile de operare şi mentenanţă, costurile cu personalul etc., se determină pe baza valorilor unitare ale acestor costuri pentru centrala echivalentă de cogenerare, cƒ^cog_alte, şi a cantităţii de energie electrică şi termică livrate. (a se vedea imaginea asociată) ART. 38 Costurile totale anuale ale centralei de cogenerare echivalente, corespunzătoare anului n de aplicare a schemei de sprijin, CT^cog,n, sunt determinate ca suma dintre costurile variabile, CV^cog,n, şi costurile fixe, CF^cog,n, aferente acestei activităţi. (a se vedea imaginea asociată) ART. 39 (1) Veniturile anuale rezultate din vânzarea energiei electrice pe piaţa de energie electrică, corespunzătoare anului n de aplicare a schemei de sprijin, sunt determinate considerându-se că toată cantitatea de energie electrică este vândută la preţul mediu estimat de tranzacţionare a energiei electrice: (a se vedea imaginea asociată) (2) P^n_E este preţul mediu estimat de tranzacţionare a energiei electrice, stabilit conform prevederilor art. 46 alin. (3) şi (4), corespunzător anului n de aplicare a schemei de sprijin. ART. 40 Veniturile anuale rezultate din vânzarea energiei termice, V^n_Q, la preţul de referinţă al energiei termice, P^q,n_reƒ, corespunzătoare anului n de aplicare a schemei de sprijin, sunt: (a se vedea imaginea asociată) ART. 41 Bonusurile de referinţă, B^n_reƒ, corespunzătoare anului n de aplicare a schemei de sprijin, se calculează ca diferenţă între costurile de producere ale centralei de cogenerare echivalente, CT^cog,n, şi veniturile rezultate din vânzarea energiei electrice şi termice pe piaţa de energie electrică, V^n_E, şi termică, V^n_Q, raportată la cantitatea anuală de energie electrică livrată, E_l. (a se vedea imaginea asociată) ART. 42 (1) Preţul de referinţă al energiei electrice produse în cogenerare de înaltă eficienţă, P_E^reƒ,n, este acelaşi pentru toţi producătorii de energie electrică şi termică în cogenerare de înaltă eficienţă şi se determină astfel: (a se vedea imaginea asociată) (2) Preţul de referinţă pentru energia electrică este stabilit prin ordin al preşedintelui ANRE. CAP. VI Ajustarea preţurilor de referinţă pentru energia termică şi a bonusurilor de referinţă pentru energia electrică ART. 43 În anexele nr. 1-3 sunt prezentate datele iniţiale utilizate pentru calculul valorilor bonusurilor de referinţă şi ale preţurilor de referinţă pentru energia termică produsă şi livrată din centrale de cogenerare de înaltă eficienţă, care beneficiază de schema de sprijin, la funcţionarea cu combustibil solid, cu combustibil gazos asigurat din reţeaua de transport şi, respectiv, cu combustibil gazos asigurat din reţeaua de distribuţie. ART. 44 (1) Pe baza modului de calcul prezentat în cap. IV, formula utilizată pentru ajustarea preţului de referinţă al energiei termice corespunzător anului n de aplicare a schemei de sprijin este: (a se vedea imaginea asociată) unde: A^q = coeficientul aferent costurilor variabile ale energiei termice, A^q = 100/η^q (-); D^q = coeficientul aferent costurilor fixe ale energiei termice, (a se vedea imaginea asociată) I_inƒlatie = coeficientul de variaţie a inflaţiei (%). (2) Faţă de datele de funcţionare a centralelor termice echivalente existente la momentul intrării în vigoare a schemei de sprijin, elementele prevăzute mai jos vor avea următoarele valori: a) cursul de schimb valutar – 4,948 lei/euro; b) alte costuri fixe (costurile cu personalul, operarea şi mentenanţa etc.): (i) la funcţionarea centralelor pe bază de combustibil solid - cƒ^q_alte = 4,8 euro/MWh; (ii) la funcţionarea centralelor pe bază de combustibil gazos - cƒ^q_alte = 4,7 euro/MWh. (3) La funcţionarea cu combustibil solid, formula prevăzută la alin. (1) este: (a se vedea imaginea asociată) (4) La funcţionarea cu combustibil gazos asigurat din reţeaua de transport, formula prevăzută la alin. (1) este: (a se vedea imaginea asociată) (5) Prin derogare de la prevederile alin. (4), pentru centralele de cogenerare care au în componenţă exclusiv capacităţi puse în funcţiune după 1.01.2016, formula prevăzută la alin. (1) este: (a se vedea imaginea asociată) (6) La funcţionarea cu combustibil gazos asigurat din reţeaua de distribuţie, formula prevăzută la alin. (1) este: (a se vedea imaginea asociată) (7) Prin derogare de la prevederile alin. (6), pentru centralele de cogenerare care au în componenţă exclusiv capacităţi puse în funcţiune după 1.01.2016, formula prevăzută la alin. (1) este: (a se vedea imaginea asociată) ART. 45 (1) Pe baza modului de calcul prezentat în cap. V, formula utilizată pentru ajustarea bonusului de referinţă, corespunzătoare anului n de aplicare a schemei de sprijin, este: (a se vedea imaginea asociată) unde: (a se vedea imaginea asociată) B = coeficientul aferent veniturilor energiei termice, B = Q/E_l (-); C = coeficientul de reducere a bazei reglementate a activelor, ca urmare a amortizării activelor, (a se vedea imaginea asociată) D = coeficientul aferent costurilor fixe, D = D_1 + D_2 + D_3 (lei/MWh), alcătuit din: (a se vedea imaginea asociată) (a se vedea imaginea asociată) (a se vedea imaginea asociată) (2) Faţă de datele de funcţionare a centralelor de cogenerare echivalente existente la momentul intrării în vigoare a schemei de sprijin, elementele prevăzute mai jos vor avea următoarele valori: a) cursul de schimb valutar - 4,948 lei/euro; b) alte costuri fixe (costurile cu personalul, operarea şi mentenanţa etc.) au următoarele valori: (i) la funcţionarea centralelor pe bază de combustibil solid: (a se vedea imaginea asociată) (ii) la funcţionarea centralelor pe bază de combustibil gazos: (a se vedea imaginea asociată) (3) La funcţionarea cu combustibil solid, formula prevăzută la alin. (1) este: (a se vedea imaginea asociată) (4) La funcţionarea cu combustibil gazos asigurat din reţeaua de transport, formula prevăzută la alin. (1) este: (a se vedea imaginea asociată) (5) La funcţionarea cu combustibil gazos asigurat din reţeaua de distribuţie, formula prevăzută la alin. (1) este: (a se vedea imaginea asociată) ART. 46 (1) Semestrial, până la data de 15 iunie, respectiv până la data de 15 octombrie, ANRE analizează evoluţia preţului mediu al combustibilului, a preţului mediu al certificatului de CO_2 şi a preţului mediu estimat de tranzacţionare a energiei electrice faţă de valorile luate în calcul la aprobarea valorilor bonusurilor de referinţă şi a preţurilor de referinţă ale energiei termice în vigoare, respectiv a coeficientului de variaţie a inflaţiei, conform dispoziţiilor art. 10 alin. (5^1) şi art. 25 alin. (1) din Hotărârea Guvernului nr. 1.215/2009, cu modificările şi completările ulterioare. (2) În cazul în care, în urma analizelor prevăzute la alin. (1), se constată modificarea valorilor aprobate ale bonusurilor de referinţă, ale preţului de referinţă pentru energia electrică şi ale preţurilor de referinţă pentru energia termică cu mai mult de ± 2,5%, conform dispoziţiilor art. 10 alin. (5^1) şi art. 25 alin. (2) din Hotărârea Guvernului nr. 1.215/2009, cu modificările şi completările ulterioare, ANRE aprobă prin ordin al preşedintelui, până la data de 15 iunie, respectiv până la data de 15 octombrie, valorile ajustate ale preţului de referinţă al energiei electrice, ale preţurilor de referinţă ale energiei termice şi ale bonusurilor de referinţă pentru energia electrică, corespunzătoare celor 3 tipuri de combustibil, pentru toată perioada de aplicare a schemei de sprijin. (3) Preţul mediu estimat de tranzacţionare a energiei electrice, P^n_E, luat în calcul la analiza prevăzută la alin. (1), se determină astfel: a) pentru analiza efectuată până la 15 iunie, ca medie ponderată a preţurilor medii ponderate ale energiei electrice tranzacţionate pe PZU şi PI, (P^EE_PZU+PI), pentru perioada 1 iulie-31 octombrie anul precedent, publicate în rapoartele de piaţă lunare pe pagina web a Societăţii Operatorul Pieţei de Energie Electrică şi de Gaze Naturale „OPCOM“ - S.A., şi a preţurilor medii ponderate de tranzacţionare, (P^EE_ROPEX_FM), prezentate pe pagina web a Societăţii Operatorul Pieţei de Energie Electrică şi de Gaze Naturale „OPCOM“ - S.A. - rapoarte ROPEX_FM, afişate pentru perioada 1 iulie-31 octombrie anul curent, conform situaţiei înregistrate într-una din zilele celei de-a treia săptămâni a lunii mai anul curent, cu cantităţile de energie electrică aferente; b) pentru analiza efectuată până la 15 octombrie, ca medie ponderată a preţurilor medii ponderate ale energiei electrice tranzacţionate pe PZU şi PI, P^EE_PZU+PI, pentru perioada 1 septembrie anul precedent-31 august anul curent, publicate în rapoartele de piaţă lunare pe pagina web a Societăţii Operatorul Pieţei de Energie Electrică şi de Gaze Naturale „OPCOM“ - S.A., şi a preţurilor de tranzacţionare, (P^EE_ROPEX_FM), prezentate pe pagina web a Societăţii Operatorul Pieţei de Energie Electrică şi de Gaze Naturale „OPCOM“ - S.A. - rapoarte ROPEX_FM, afişate pentru perioada 1 noiembrie anul curent-31 octombrie anul următor, conform situaţiei înregistrate într-una din zilele celei de-a doua săptămâni a lunii septembrie anul curent, cu cantităţile de energie electrică aferente; c) prin excepţie de la prevederile lit. a) şi b), în condiţiile în care prin legislaţia primară este impusă o limită a preţului energiei electrice (P^EE_limita) peste care veniturile din energia electrică ale producătorilor se impozitează cu X%, preţul mediu estimat de tranzacţionare a energiei electrice, P ^n_E, luat în calcul la analiza prevăzută la alin. (1), se determină astfel: (a se vedea imaginea asociată) (a se vedea imaginea asociată) (a se vedea imaginea asociată) unde P^EE_PZU+PI şi P^EE_ROPEX_FM se determină pe perioadele prevăzute la lit. a), respectiv lit. b) (4) În cazul în care există luni în care preţurile medii ponderate ale energiei electrice tranzacţionate pe PZU şi PI au o variaţie mai mare de 50% faţă de preţurile medii din ultima lună analizată, adică luna octombrie a anului precedent pentru analiza efectuată până la 15 iunie a anului curent, respectiv luna august din anul curent pentru analiza efectuată până la 15 octombrie a anului curent, acele luni se elimină din determinarea preţurilor medii ponderate ale energiei electrice tranzacţionate pe PZU şi PI, P^EE_PZU+PI. (5) Preţul mediu al combustibilului luat în considerare la analizele prevăzute la alin. (1) este media ponderată a preţurilor raportate de producători pe tipurile de combustibili utilizate de aceştia: combustibil solid, gaze naturale asigurate din reţeaua de transport, respectiv din reţeaua de distribuţie. (6) Preţurile medii ponderate raportate de producători se determină conform contractelor încheiate cu furnizorii de combustibil, în conformitate cu prevederile legale aplicabile, pentru trimestrul II al anului curent, pentru analiza efectuată până la 15 iunie, respectiv pentru trimestrul IV al anului curent şi trimestrul I al anului următor, pentru analiza efectuată până la 15 octombrie, cuprinzând, după caz, componentele prevăzute la art. 12 alin. (2) şi la art. 30 alin. (2). În cazul în care un producător deţine surse proprii de extracţie a combustibilului, se poate lua în calcul şi preţul intern al acestuia. (7) În cazul în care producătorul declară că achiziţionează combustibil în baza unui contract de vânzare-cumpărare în care nu este prevăzut un preţ fix, producătorul respectiv prezintă o simulare a preţului combustibilului realizată de furnizorul cu care a încheiat contractul pentru perioadele prevăzute la alin. (6). (8) În cazul în care, prin legislaţia primară, sunt impuse limitări ale preţului final al gazelor naturale, determinarea preţului mediu al combustibilului luat în considerare la analizele prevăzute la alin. (1) se realizează, pentru fiecare producător în parte şi pe activitatea pentru care a fost impusă limitarea, ca valoarea minimă dintre preţul final al gazelor naturale limitat conform legislaţiei primare şi preţul mediu rezultat din contractele de achiziţie gaze naturale încheiate de acest producător. În lipsa unui contract de achiziţie a gazelor naturale, în determinarea preţului mediu al gazelor naturale luat în considerare la analizele prevăzute la alin. (1) se consideră limitarea impusă de legislaţia primară. (9) În cazul în care producătorul declară, pentru perioadele pentru care nu are încheiate contracte şi pentru care nu sunt impuse limitări ale preţului final al gazelor naturale, că va achiziţiona gaze naturale pe bursă, producătorul respectiv va raporta estimarea cantităţilor de gaze naturale pentru aceste perioade şi estimarea preţului gazelor naturale conform evoluţiei cotaţiilor Bursei Române de Mărfuri. (10) Ponderarea preţului combustibilului, în cazul gazelor naturale, se determină cu cantităţile contractate pentru trimestrul II, respectiv pentru trimestrul IV al anului curent şi trimestrul I al anului următor/estimate a fi consumate în trimestrul II, respectiv în trimestrul IV al anului curent şi trimestrul I al anului următor, iar pentru combustibilul solid, cu consumurile estimate de producători pentru trimestrul II, respectiv pentru trimestrul IV al anului curent şi trimestrul I al anului următor. (11) Prin excepţie de la prevederile alin. (5), pentru producătorii care utilizează gaze naturale asigurate din reţeaua de transport, respectiv din reţeaua de distribuţie şi la care cantităţile de gaze naturale contractate/estimate a se consuma de către aceştia reprezintă mai mult de 40% din cantităţile totale de gaze naturale contractate/estimate a se consuma de toţi producătorii care utilizează gaze naturale asigurate din reţeaua de transport, respectiv din reţeaua de distribuţie şi preţul mediu al combustibilului se află în una din situaţiile: a) preţ final al gazelor naturale mai mic de 250 lei/MWh; b) preţ final al gazelor naturale mai mare de 400 lei/MWh, preţul mediu luat în considerare la analizele prevăzute la alin. (1) se determină separat pentru cele două situaţii, prezentate la lit. a) şi b). (12) În situaţia în care între preţul mediu determinat pentru producătorii care se încadrează în condiţiile alin. (11) şi preţul mediu determinat pentru producătorii care nu se încadrează în condiţiile prevăzute la alin. (11) există o diferenţă procentuală de maximum 15%, prevederile alin. (11) nu se aplică. (13) La solicitarea ANRE, producătorii vor pune la dispoziţie documentele care au stat la baza determinării preţului de achiziţie a combustibilului, transmis conform prevederilor alin. (5)-(9). (14) În cazul în care producătorul nu se încadrează în niciuna din situaţiile prevăzute la alin. (5)-(9), datele raportate de acesta nu se iau în considerare la determinarea preţului mediu al combustibilului. (15) Producătorii transmit lunar la ANRE, până la data de 30 a fiecărei luni, preţul mediu al combustibilului majoritar şi cantităţile consumate în luna precedentă, distinct pentru capacităţile de cogenerare, diferenţiat pe energie electrică, respectiv termică, şi pentru capacităţile de producere separată a energiei termice/electrice. (16) Preţul mediu al certificatului de CO_2 luat în calcul la analizele prevăzute la alin. (1) se determină astfel: a) pentru analiza efectuată până la 15 iunie, la nivelul mediei valorilor prezentate pe pagina web a pieţei ICE ECX EUA Futures, la închidere, conform situaţiei înregistrate într-una din zilele celei de-a treia săptămâni a lunii mai anul curent, pentru perioada 1 iulie-31 octombrie anul curent; b) pentru analiza efectuată până la 15 octombrie, la nivelul mediei valorilor prezentate pe pagina web a pieţei ICE ECX EUA Futures, la închidere, afişate pentru perioada 1 noiembrie anul curent-31 octombrie anul următor, conform situaţiei înregistrate într-una din zilele celei de-a doua săptămâni a lunii septembrie anul curent. (17) Coeficientul de variaţie a inflaţiei considerat la momentul recalculării bonusului de referinţă este cel înregistrat astfel: a) pentru analiza efectuată până la 15 iunie, pe perioada 1 iulie-31 octombrie anul precedent; b) pentru analiza efectuată până la 15 octombrie, pe perioada 1 septembrie anul precedent-31 august anul curent. (18) Coeficientul de variaţie a inflaţiei prevăzut la alin. (17) se aplică doar în situaţiile în care, la analizele prevăzute la art. 46 alin. (1), cursul de schimb valutar, stabilit la art. 44 alin. (2) lit. a) şi la art. 45 alin. (2) lit. a), este sub cursul valutar al BNR stabilit pentru datele de 1 iunie, respectiv 1 octombrie. (19) Prin excepţie de la prevederile alin. (17), pentru analizele efectuate până la data de 15 iunie 2022 şi, respectiv 15 octombrie 2022, coeficientul de variaţie a inflaţiei este considerat 0%. CAP. VII Stabilirea preţului reglementat pentru energia electrică şi pentru energia termică şi a bonusului pentru energia electrică ART. 47 Preţul reglementat pentru energia electrică produsă în centrale de cogenerare de înaltă eficienţă este stabilit la nivelul a 90% din preţul mediu de tranzacţionare a energiei electrice realizat pe PZU şi pe PI, după cum urmează: (i) pentru semestrul I al anului următor, ca medie ponderată a preţurilor medii ponderate lunare publicate în rapoartele de piaţă lunare pe pagina web a Societăţii Operatorul Pieţei de Energie Electrică şi de Gaze Naturale „OPCOM“ - S.A. pentru o perioadă de 12 luni cuprinsă între 1 septembrie anul precedent-31 august anul curent; (ii) pentru semestrul II al anului curent, ca medie ponderată a preţurilor medii ponderate lunare publicate în rapoartele de piaţă lunare pe pagina web a Societăţii Operatorul Pieţei de Energie Electrică şi de Gaze Naturale „OPCOM“ - S.A. pentru o perioadă de 12 luni cuprinsă între 1 mai anul precedent-30 aprilie anul curent. ART. 48 Preţul reglementat al energiei electrice produse în centrale de cogenerare de înaltă eficienţă se aprobă semestrial prin ordin al preşedintelui ANRE până la data de 15 octombrie, pentru semestrul I al anului următor, respectiv până la data de 15 iunie pentru semestrul II al anului curent. ART. 49 (1) Preţul reglementat pentru energia termică produsă şi livrată dintr-o centrală de cogenerare care beneficiază de schema de sprijin se stabileşte pe baza preţului de referinţă al energiei termice corespunzător combustibilului majoritar utilizat de capacităţile de producere din centrala respectivă, în conformitate cu prevederile art. 46. (2) Preţul de calcul pentru energia termică produsă şi livrată din unităţile de cogenerare amplasate într-o centrală de cogenerare care beneficiază de schema de sprijin este egal cu preţul de referinţă al energiei termice corespunzător combustibilului majoritar utilizat de respectivele unităţi. (3) Preţul de calcul pentru energia termică produsă şi livrată din capacităţile de producere separată amplasate într-o centrală de cogenerare care beneficiază de schema de sprijin se determină pe baza costurilor justificate şi nu poate fi mai mare decât preţul de referinţă al energiei termice corespunzător combustibilului majoritar utilizat de respectivele capacităţi. (4) Preţul reglementat pentru energia termică produsă şi livrată sub formă de apă fierbinte dintr-o centrală de cogenerare care beneficiază de schema de sprijin se determină ca suma dintre: a) media, ponderată cu cantităţile de energie termică livrate sub formă de apă fierbinte din unităţile de cogenerare, respectiv din capacităţile de producere separată, a preţurilor de calcul determinate conform alin. (2) şi (3); b) costul justificat al energiei electrice consumate pentru pompele din reţeaua de termoficare, determinat pe baza cantităţii de energie consumată de pompele din reţeaua de termoficare şi preţul de referinţă al energiei electrice, conform machetei nr. 1 din anexa nr. 4, raportat la energia termică produsă şi livrată sub formă de apă fierbinte din centrală, considerat doar în cazul în care producătorul declară că nu recuperează acest cost prin tariful serviciului de transport sau de la operatorul care desfăşoară serviciul de transport; c) în cazul producătorilor care deţin în exploatare reţeaua termică de transport, costurile justificate aferente acesteia, determinate pe baza costurilor raportate de producător, conform machetei nr. 2 din anexa nr. 4, raportate la energia termică produsă şi livrată sub formă de apă fierbinte din centrală. ART. 50 Preţurile reglementate ale energiei termice pentru fiecare producător de energie electrică şi termică în cogenerare de înaltă eficienţă se aprobă prin decizii ale preşedintelui ANRE până la data de 31 octombrie, pentru perioada noiembrie-decembrie a anului curent şi pentru anul următor şi, în cazul prevăzut la art. 46 alin. (2), până la data de 30 iunie pentru perioada iulie-octombrie a anului curent. ART. 51 (1) În cazul producătorilor care utilizează mixuri de combustibil, bonusul acordat fiecărui producător se determină ca fiind bonusul de referinţă corespunzător combustibilului majoritar utilizat la calificarea cantităţii de energie electrică şi anului de aplicare a schemei de sprijin pentru respectivul producător. (2) În cazul producătorilor care exploatează mai multe centrale de cogenerare care funcţionează cu combustibili diferiţi, bonusul este determinat pentru fiecare centrală de cogenerare. (3) Solicitarea anuală a producătorilor de energie electrică şi termică în cogenerare de înaltă eficienţă de acordare a bonusului se transmite la ANRE până la data de 1 septembrie, pentru anul următor. (4) În cazul în care un producător de energie electrică şi termică în cogenerare doreşte suspendarea schemei de sprijin, transmite la ANRE solicitarea de suspendare şi motivarea ei. (5) Solicitarea prevăzută la alin. (3) va cuprinde cel puţin următoarele informaţii: declaraţie pe propria răspundere privind stadiul amortizării centralei în anul pentru care se solicită bonus, declaraţie pe propria răspundere a producătorilor privind faptul că nu au fost şi nu sunt subiectul unei proceduri de recuperare a unui ajutor de stat/de minimis declarat ca fiind ilegal şi incompatibil cu piaţa comună, ca urmare a unei decizii a Consiliului Concurenţei sau a Comisiei Europene, ori, în cazul în care au făcut obiectul unei astfel de decizii, aceasta a fost deja executată şi creanţa a fost recuperată integral, tipul combustibilului majoritar care se va utiliza în anul pentru care se solicită bonus, precum şi declaraţia producătorilor privind livrarea energiei termice în SACET, dacă este cazul. (6) În cazul în care ANRE este informată oficial de instituţiile abilitate că un producător este subiectul unei proceduri de recuperare a unui ajutor de stat/de minimis declarat ca fiind ilegal şi incompatibil cu piaţa comună, ca urmare a unei decizii a Consiliului Concurenţei sau Comisiei Europene, ANRE emite decizie de suspendare a deciziei de aprobare a bonusului pentru producătorul respectiv. ART. 52 Combustibilul majoritar luat în considerare la determinarea bonusului acordat fiecărui producător în parte se stabileşte în conformitate cu prevederile art. 46 alin. (5)-(13) numai pe baza combustibilului aferent unităţilor de cogenerare, fiind exclus combustibilul aferent capacităţilor de producere separată a energiei electrice, respectiv termice. ART. 53 (1) Valoarea bonusului acordat fiecărui producător poate fi inferioară valorii bonusului de referinţă, după cum urmează: (i) în cazul bonusurilor aprobate până la 31 octombrie, pentru perioada noiembrie-decembrie a anului curent, se aplică diminuarea rezultată la analiză de ante-supracompensare pentru anul respectiv, efectuată de ANRE în baza art. 23 din Hotărârea Guvernului nr. 1.215/2009, cu modificările şi completările ulterioare; (ii) în cazul bonusurilor aprobate până la 31 octombrie, pentru anul următor, dacă în cadrul analizei de ante-supracompensare efectuate conform prevederilor metodologiei de determinare şi monitorizare a supracompensării activităţii de producere a energiei electrice şi termice în cogenerare de înaltă eficienţă care beneficiază de schema de sprijin de tip bonus, aprobate prin ordin al preşedintelui ANRE, se constată supracompensarea activităţii de producere a energiei electrice şi termice în cogenerare de înaltă eficienţă pe anul următor; (iii) în cazul aprobării bonusurilor pentru perioada iulie-octombrie din semestrul II, se aplică diminuarea determinată la pct. (ii). (2) ANRE efectuează anual analiza de ante-supracompensare precizată la alin. (1) pct. (ii) pe baza costurilor şi veniturilor aferente producerii energiei electrice şi termice în cogenerare de înaltă eficienţă, estimate pe anul următor, conform metodologiei de determinare şi monitorizare a supracompensării activităţii de producere a energiei electrice şi termice în cogenerare de înaltă eficienţă care beneficiază de schema de sprijin de tip bonus, aprobate prin ordin al preşedintelui ANRE. (3) În cazul în care, la analiza de ante-supracompensare prevăzută la alin. (2), se constată amortizarea completă a centralei de cogenerare, nu se mai acordă bonus. ART. 54 (1) Bonusurile stabilite pentru fiecare producător se aprobă prin decizii ale preşedintelui ANRE până la data de 31 octombrie, pentru perioada noiembrie-decembrie a anului curent şi pentru anul următor şi, în cazul prevăzut la art. 46 alin. (2), până la data de 30 iunie pentru perioada iulie-octombrie a anului curent. (2) Bonusurile se acordă producătorilor în limita perioadei de aplicare a schemei prevăzute la art. 8 alin. (1) şi (2) din Hotărârea Guvernului nr. 1.215/2009, cu modificările şi completările ulterioare. (3) Bonusurile se acordă în funcţie de anul de aplicare a schemei de sprijin pentru respectivul producător. (4) În aplicarea prevederilor art. 8 alin. (1) din Hotărârea Guvernului nr. 1.215/2009, cu modificările şi completările ulterioare, în cazul capacităţilor de cogenerare pentru care s-a solicitat accesul la schema de sprijin de tip bonus în perioada aprilie-decembrie 2011 şi în anul 2012, se aprobă bonus pentru anul 2022, respectiv pentru anul 2023 pentru un număr de luni care să asigure acestor capacităţi 11 ani de accesare a schemei, urmând ca pentru aceste capacităţi să se acceseze prelungirea schemei de sprijin doar în cazul în care îndeplinesc condiţiile impuse prin Hotărârea Guvernului nr. 1.215/2009, cu modificările şi completările ulterioare. (5) În cazul capacităţilor de cogenerare pentru care s-a accesat schema de sprijin de tip bonus în luna aprilie 2011 şi pentru care se accesează prelungirea schemei de sprijin în condiţiile Hotărârii Guvernului nr. 1.215/2009, cu modificările şi completările ulterioare, după data de 31 martie 2022, bonusul aprobat până la data de 30 iunie 2022 prin decizie a preşedintelui ANRE este la nivelul bonusului de referinţă aferent anului XI, aplicabil în anul 2022. (6) Pentru centralele de cogenerare prevăzute la alin. (4), pentru perioadele aferente anului 2022, respectiv anului 2023 se aplică diminuarea rezultată la analiza de ante-supracompensare efectuată de ANRE în baza art. 23 din Hotărârea Guvernului nr. 1.215/2009, cu modificările şi completările ulterioare, pentru anul 2021, respectiv pentru anul 2022. ART. 55 (1) În cazul producătorilor de energie electrică şi termică în cogenerare care înlocuiesc, pe acelaşi amplasament, capacităţi de cogenerare existente care au beneficiat de bonus pentru energia electrică cu capacităţi de cogenerare de înaltă eficienţă, ulterior datei de 31 decembrie 2016, în limita capacităţii electrice instalate înscrise la data de 31 decembrie 2016 în lista prevăzută la art. 9 alin. (4) din Hotărârea Guvernului nr. 1.215/2009, cu modificările şi completările ulterioare, pentru capacităţile noi, ANRE aprobă prin decizie a preşedintelui preţul reglementat pentru energia termică, respectiv bonusul, în termen de o lună de la data transmiterii solicitării. (2) Preţul reglementat pentru energia termică se aprobă pe baza preţului de referinţă stabilit pentru anul în care are loc punerea în funcţiune a capacităţilor respective. (3) Bonusul pentru capacităţile noi se determină după cum urmează: (a se vedea imaginea asociată) unde: B^m_capacităţi noi - bonusul determinat pentru capacităţile prevăzute la alin. (1); B^n_ref - este bonusul determinat conform art. 45; n - anul de aplicare a schemei de sprijin; m - anul de aplicare a schemei de sprijin pentru noua capacitate; pentru prima solicitare m = 1 P_părţi comune/(părţi comune+investiţie nouă) este raportul dintre valoarea rămasă neamortizată a instalaţiilor auxiliare existente care sunt utilizate de către noua investiţie şi suma dintre valoarea rămasă neamortizată a instalaţiilor auxiliare existente care sunt utilizate de către noua investiţie şi valoarea noii investiţii înscrisă în contabilitate, raport prezentat de producător, împreună cu documentele justificative, în momentul solicitării bonusului pentru capacităţile noi, acest raport rămânând nemodificat pentru următorii ani de accesare a schemei de sprijin. Z - reprezintă reducerea procentuală constatată a bonusului, cu următoarele valori: (i) pentru combustibil solid - 0,59; (ii) pentru combustibil gazos asigurat din reţeaua de transport - 0,52; (iii) pentru combustibil gazos asigurat din reţeaua de distribuţie - 0,47.. CAP. VIII Dispoziţii finale ART. 56 (1) Pentru perioada de aplicare a Planului naţional de alocare a certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră pentru perioadele 2007 şi 2008-2012, aprobat prin Hotărârea Guvernului nr. 60/2008, cu modificările ulterioare, respectiv pentru perioada de accesare a schemei de sprijin 2011-2012, nu sunt considerate costuri cu achiziţia certificatelor de CO_2. (2) Începând cu cea de-a treia perioadă a schemei de comercializare a certificatelor alocate gratuit, respectiv 2013-2020, se consideră costurile cu achiziţia certificatelor de CO_2 în conformitate cu prevederile Hotărârii Guvernului nr. 780/2006 privind stabilirea schemei de comercializare a certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră, cu modificările şi completările ulterioare. ART. 57 (1) Combustibilul din surse regenerabile de tip biomasă se asimilează combustibilului solid. (2) Combustibilul din surse regenerabile de tip biogaz se asimilează combustibilului gazos asigurat din reţeaua de distribuţie. ART. 58 Anexele nr. 1-4 fac parte integrantă din prezenta metodologie. ANEXA 1 la metodologie Date de funcţionare a centralelor pe bază de combustibil solid, la momentul intrării în vigoare a schemei de sprijin a) Centrală termică echivalentă: - capacitatea termică instalată, Q^q_inst = 30 MW; – capacitatea termică medie anuală, Q_th= 27 MW; – eficienţa de producere, ƞ^q = 86%; – numărul de ore de funcţionare pe an, h = 5.000 ore/an; – factorul de utilizare a capacităţii termice instalate, ƒ^q_inst = 90%; – anul de acordare a bonusului, n (-); – preţul iniţial al combustibilului determinat pe baza puterii calorifice inferioare (1.824 kcal/kg), p^0_comb = 9,9 euro/MWh; – preţul mediu anual al certificatului de CO_2, p^0_CO2 = 0 lei/certificat; – factorul de emisie specific, ƒ_CO2 = 0,350 t/MWh; – investiţia specifică, i^q_sp = 90.000 euro/MW; – durata de amortizare, h^q_amort = 11 ani; – costul cu energia electrică din SEN şi cu apa, p^q_alte, var = 1 euro/MWh; – alte costuri fixe (costurile cu personalul, operarea şi mentenanţa etc.), cƒ^q_alte = 4,5 euro/MWh; – cursul de schimb valutar - 4,2688 lei/euro; – coeficientul de variaţie a cursului de schimb valutar - I_leu/euro = 1; – coeficientul de indexare a preţului combustibilului, (i_index^pcomb)^n, are valorile din tabelul de mai jos:
┌────────┬───┬───┬───┬───┬───┬───┬───┬───┬───┬───┐
│n │2 │3 │4 │5 │6 │7 │8 │9 │10 │11 │
├────────┼───┼───┼───┼───┼───┼───┼───┼───┼───┼───┤
│(i_index│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│^pcomb)^│3,2│2,8│2,5│2,3│2,3│2,3│2,3│2,3│2,3│2,3│
│n (%) │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
└────────┴───┴───┴───┴───┴───┴───┴───┴───┴───┴───┘
b) Centrală de cogenerare echivalentă: - capacitatea termică instalată, Q^cog_inst = 30 MW; – capacitatea electrică instalată, P^cog_inst = 13,5 MW; – capacitatea electrică medie anuală, P_e = 12,15 MW; – capacitatea termică medie anuală, Q_th = 27 MW; – eficienţa globală de producere, ƞ_br^cog = 80%; – consumul propriu tehnologic de energie electrică, e_cpt = 20%; – numărul de ore de funcţionare pe an, h = 5.000 ore/an; – factorul de utilizare a capacităţii electrice instalate, ƒ^e_inst = 90%; – factorul de utilizare a capacităţii termice instalate, ƒ^q_inst = 90%; – anul de acordare a bonusului, n (-); – preţul iniţial al combustibilului, determinat pe baza puterii calorifice inferioare (1.824 kcal/kg), p0_comb = 9,9 euro/MWh; – preţul mediu anual al certificatului de CO_2, p^0_CO2 = 0 lei/certificat; – factorul de emisie specific, ƒ_CO2 = 0,350 t/MWh; – investiţia specifică, i_sp^cog = 1.600.000 euro/MW; – durata de amortizare, h^cog_amort = 25 ani; – costul cu energia electrică din SEN şi cu apa, p^cog_alte, var = 1 euro/ MWh; – rata reglementată a rentabilităţii, r = 9%; – alte costuri fixe (cu personalul, operarea şi mentenanţa etc.), cƒ^cog_alte = 4,5 euro/MWh; – preţul iniţial de vânzare a energiei electrice pe PZU, p^0_PZU = 43,6 euro/MWh; – coeficientul de indexare a preţului de vânzare al energiei electrice pe PZU, (i_index^PPZU)^n, are valorile din tabelul de mai jos:
┌────────┬───┬───┬───┬───┬───┬───┬───┬───┬───┬───┐
│n │2 │3 │4 │5 │6 │7 │8 │9 │10 │11 │
├────────┼───┼───┼───┼───┼───┼───┼───┼───┼───┼───┤
│(i_index│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│^PPZU)^n│3,2│2,8│2,5│2,3│2,3│2,3│2,3│2,3│2,3│2,3│
│(%) │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
└────────┴───┴───┴───┴───┴───┴───┴───┴───┴───┴───┘
ANEXA 2 la metodologie Date de funcţionare a centralelor pe bază de combustibil gazos asigurat din reţeaua de transport al gazelor naturale, la momentul intrării în vigoare a schemei de sprijin a) Centrală termică echivalentă: - capacitatea termică instalată, Q^q_inst = 31,5 MW; – capacitatea termică medie anuală, Q_th = 28,42 MW; – eficienţa de producere, ƞ^q= 90%; – numărul de ore de funcţionare pe an, h = 5.000 ore/an; – factorul de utilizare a capacităţii termice instalate, ƒ^q_inst = 90%; – anul de acordare a bonusului, n (-); – preţul iniţial al combustibilului determinat pe baza puterii calorifice inferioare (8.050 kcal/m^3), p^0_comb = 20,43 euro/MWh; – preţul mediu anual al certificatului de CO_2, p^0_CO2 = 0 lei/certificat; – factorul de emisie specific, ƒ_CO2 = 0,220 t/MWh; – investiţia specifică, i^q_sp = 80.000 euro/MW; – durata de amortizare, h^q_amort = 11 ani; – costul cu energia electrică din SEN şi cu apa, p^q_alte,var = 1 euro/MWh; – alte costuri fixe (costurile cu personalul, operarea şi mentenanţa etc.), cƒ^q_alte = 4 euro/MWh; – cursul de schimb valutar - 4,2688 lei/euro; – coeficientul de variaţie a cursului de schimb valutar - I_leu/euro = 1; – coeficientul de indexare a preţului combustibilului, (i_index^pcomb)n, are valorile din tabelul de mai jos:
┌────────┬───┬───┬───┬───┬───┬───┬───┬───┬───┬───┐
│n │2 │3 │4 │5 │6 │7 │8 │9 │10 │11 │
├────────┼───┼───┼───┼───┼───┼───┼───┼───┼───┼───┤
│(i_index│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│^pcomb)^│3,2│2,8│2,5│2,3│2,3│2,3│2,3│2,3│2,3│2,3│
│n (%) │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
└────────┴───┴───┴───┴───┴───┴───┴───┴───┴───┴───┘
b) Centrală de cogenerare echivalentă: - capacitatea termică instalată, Q^cog_inst = 31,5 MW; – capacitatea electrică instalată, P^cog_inst = 30 MW; – capacitatea electrică medie anuală, P_e = 27 MW; – capacitatea termică medie anuală, Q_th= 28,42 MW; – eficienţa globală de producere, ƞ_br^cog = 80%; – consumul propriu tehnologic de energie electrică e_cpt = 10%; – numărul de ore de funcţionare pe an, h = 5.000 ore/an; – factorul de utilizare a capacităţii electrice instalate, ƒ^e_inst = 90%; – factorul de utilizare a capacităţii termice instalate, ƒ^q_inst = 90%; – anul de acordare a bonusului, n (-); – preţul iniţial al combustibilului determinat pe baza puterii calorifice inferioare (8.050 kcal/m^3), p^0_comb = 20,43 euro/MWh; – preţul mediu anual al certificatului de CO_2, p^0_CO2 = 0 lei/certificat; – factorul de emisie specific, ƒ_CO2 = 0,220 t/MWh; – investiţia specifică, i_sp^cog = 1.300.000 euro/MW; – durata de amortizare, h^cog_amort = 25 ani; – costul cu energia electrică din SEN şi cu apa, p^cog_alte,var = 1 euro/MWh; – rata reglementată a rentabilităţii, r = 9%; – alte costuri fixe (costurile cu personalul, operarea şi mentenanţa etc.), cƒ^cog_alte = 4 euro/MWh; – preţul iniţial de vânzare a energiei electrice pe PZU, p^0_PZU = 43,6 euro/MWh; – coeficientul de indexare a preţului de vânzare al energiei electrice pe PZU, (i_index^PPZU)^n, are valorile din tabelul de mai jos:
┌────────┬───┬───┬───┬───┬───┬───┬───┬───┬───┬───┐
│n │2 │3 │4 │5 │6 │7 │8 │9 │10 │11 │
├────────┼───┼───┼───┼───┼───┼───┼───┼───┼───┼───┤
│(i_index│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│^PPZU)^n│3,2│2,8│2,5│2,3│2,3│2,3│2,3│2,3│2,3│2,3│
│(%) │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
└────────┴───┴───┴───┴───┴───┴───┴───┴───┴───┴───┘
ANEXA 3 la metodologie Date de funcţionare a centralelor pe bază de combustibil gazos asigurat din reţeaua de distribuţie a gazelor naturale, la momentul intrării în vigoare a schemei de sprijin a) Centrală termică echivalentă: - capacitatea termică instalată, Q^q_inst = 31,5 MW; – capacitatea termică medie anuală, Q_th = 28,42 MW; – eficienţa de producere, η^q = 90%; – numărul de ore de funcţionare pe an, h = 5.000 ore/an; – factorul de utilizare a capacităţii termice instalate, ƒ^q_inst = 90%; – anul de acordare a bonusului, n (-); – preţul iniţial al combustibilului determinat pe baza puterii calorifice inferioare (8.050 kcal/m^3), p^0_comb = 24,25 euro/MWh; – preţul mediu anual al certificatului de CO_2, p^0_CO2 = 0 lei/certificat; – factorul de emisie specific, ƒ_CO2 = 0,220 t/MWh; – investiţia specifică, i^q_sp = 70.000 euro/MW; – durata de amortizare, h^q_amort = 11 ani; – costul cu energia electrică din SEN şi cu apa, p^q_alte,var = 1 euro/MWh; – alte costuri fixe (costurile cu personalul, operarea şi mentenanţa etc.), cƒ^q_alte = 4 euro/MWh; – cursul de schimb valutar - 4,2688 lei/euro; – coeficientul de variaţie a cursului de schimb valutar - I_lei/euro = 1; – coeficientul de indexare a preţului combustibilului, (i_index^pcomb)^n, are valorile din tabelul de mai jos:
┌────────┬───┬───┬───┬───┬───┬───┬───┬───┬───┬───┐
│n │2 │3 │4 │5 │6 │7 │8 │9 │10 │11 │
├────────┼───┼───┼───┼───┼───┼───┼───┼───┼───┼───┤
│(i_index│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│^pcomb)^│3,2│2,8│2,5│2,3│2,3│2,3│2,3│2,3│2,3│2,3│
│n (%) │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
└────────┴───┴───┴───┴───┴───┴───┴───┴───┴───┴───┘
b) Centrală de cogenerare echivalentă: - capacitatea termică instalată, Q^cog_inst = 31,5 MW; – capacitatea electrică instalată, P^cog_inst = 30 MW; – capacitatea electrică medie anuală, P_e = 27 MW; – capacitatea termică medie anuală, Q_th = 28,42 MW; – eficienţa globală de producere, ƞ_br^cog = 80%; – consumul propriu tehnologic de energie electrică, e_cpt = 10%; – numărul de ore de funcţionare pe an, h = 5.000 ore/an; – factorul de utilizare a capacităţii electrice instalate, ƒ^e_inst = 90%; – factorul de utilizare a capacităţii termice instalate, ƒ^q_inst = 90%; – anul de acordare a bonusului, n (-); – preţul iniţial al combustibilului determinat pe baza puterii calorifice inferioare (8.050 kcal/m^3), p^0_comb = 24,25 euro/MWh; – preţul mediu anual al certificatului de CO_2, p^0_CO2 = 0 lei/certificat; – factorul de emisie specific, ƒ_CO2 = 0,220 t/MWh; – investiţia specifică, i_sp^cog = 1.200.000 euro/MW; – durata de amortizare, h^cog_amort = 25 ani; – costul cu energia electrică din SEN şi cu apa, p^cog_alte,var = 1 euro/MWh; – rata reglementată a rentabilităţii, r = 9%; – alte costuri fixe (costurile cu personalul, operarea şi mentenanţa etc.), cƒ^cog_alte = 4 euro/MWh; – preţul iniţial de vânzare a energiei electrice pe PZU, P^0_PZU = 43,6 euro/MWh; – coeficientul de indexare a preţului de vânzare a energiei electrice pe PZU, (i_index^PPZU)^n, are valorile din tabelul de mai jos:
┌────────┬───┬───┬───┬───┬───┬───┬───┬───┬───┬───┐
│n │2 │3 │4 │5 │6 │7 │8 │9 │10 │11 │
├────────┼───┼───┼───┼───┼───┼───┼───┼───┼───┼───┤
│(i_index│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│^PPZU)^n│3,2│2,8│2,5│2,3│2,3│2,3│2,3│2,3│2,3│2,3│
│(%) │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
└────────┴───┴───┴───┴───┴───┴───┴───┴───┴───┴───┘
ANEXA 4 la metodologie Macheta nr. 1 - Costul energiei electrice consumate pentru pompele din reţeaua de termoficare*)
┌────┬───────────┬───┬─────────┬──────────┐
│ │ │ │An curent│Prognoză │
│Nr. │ │ │(6 luni │pentru │
│crt.│Denumire │UM │realizări│anul │
│ │ │ │+ 6 luni │următor**)│
│ │ │ │prognoză)│ │
├────┼───────────┼───┼─────────┼──────────┤
│ │Consum │ │ │ │
│ │energie │ │ │ │
│ │electrică │ │ │ │
│1 │pentru │MWh│ │ │
│ │pompele din│ │ │ │
│ │reţeaua de │ │ │ │
│ │termoficare│ │ │ │
├────┼───────────┼───┼─────────┼──────────┤
│ │Preţ │ │ │ │
│ │achiziţie │lei│ │ │
│2 │energie │/ │ │ │
│ │electrică │MWh│ │ │
│ │(lei/MWh) │ │ │ │
├────┼───────────┼───┼─────────┼──────────┤
│ │Cantitate │ │ │ │
│ │energie │ │ │ │
│3 │termică la │MWh│ │ │
│ │limita │ │ │ │
│ │centralei │ │ │ │
└────┴───────────┴───┴─────────┴──────────┘
*) În cazul în care producătorul deţine în exploatare reţeaua termică de transport, nu se completează macheta, costul energiei electrice pentru pompele din reţeaua de termoficare se înregistrează în macheta nr. 2, la pct. 1.2. **) Pentru preţurile reglementate care se aprobă pentru semestrul II al anului curent rămân valabile datele prognozate în anul anterior. Macheta nr. 2 - Costul aferent reţelei de transport al energiei termice
┌────┬──────────────┬───┬─────────┬─────────┐
│ │ │ │An curent│Prognoză │
│Nr. │ │ │(6 luni │pentru │
│crt.│Cheltuieli │UM │realizări│anul │
│ │ │ │+ 6 luni │următor*)│
│ │ │ │prognoză)│ │
├────┼──────────────┼───┼─────────┼─────────┤
│1 │Cheltuieli │lei│ │ │
│ │materiale │ │ │ │
├────┼──────────────┼───┼─────────┼─────────┤
│ │Contravaloarea│ │ │ │
│ │pierderilor │ │ │ │
│ │tehnologice de│ │ │ │
│1.1 │energie │lei│ │ │
│ │termică în │ │ │ │
│ │reţeaua de │ │ │ │
│ │transport │ │ │ │
├────┼──────────────┼───┼─────────┼─────────┤
│ │- cantitate │ │ │ │
│ │energie │ │ │ │
│ │termică │MWh│ │ │
│ │pierdută în │ │ │ │
│ │reţeaua de │ │ │ │
│ │transport │ │ │ │
├────┼──────────────┼───┼─────────┼─────────┤
│ │- preţ energie│lei│ │ │
│ │termică │/ │ │ │
│ │ │MWh│ │ │
├────┼──────────────┼───┼─────────┼─────────┤
│1.2 │Energie │lei│ │ │
│ │electrică │ │ │ │
├────┼──────────────┼───┼─────────┼─────────┤
│ │- consum │MWh│ │ │
│ │specific │/ │ │ │
│ │ │MWh│ │ │
├────┼──────────────┼───┼─────────┼─────────┤
│ │ │lei│ │ │
│ │- preţ │/ │ │ │
│ │ │MWh│ │ │
├────┼──────────────┼───┼─────────┼─────────┤
│1.3 │Apă brută/ │lei│ │ │
│ │pretratată │ │ │ │
├────┼──────────────┼───┼─────────┼─────────┤
│ │- consum │mc/│ │ │
│ │specific │MWh│ │ │
├────┼──────────────┼───┼─────────┼─────────┤
│ │- preţ │lei│ │ │
│ │ │/mc│ │ │
├────┼──────────────┼───┼─────────┼─────────┤
│1.4 │Materii prime,│lei│ │ │
│ │materiale │ │ │ │
├────┼──────────────┼───┼─────────┼─────────┤
│1.5 │Combustibil │lei│ │ │
│ │netehnologic │ │ │ │
├────┼──────────────┼───┼─────────┼─────────┤
│1.6 │Amortizare │lei│ │ │
├────┼──────────────┼───┼─────────┼─────────┤
│ │Reparaţii │ │ │ │
│1.7 │executate cu │lei│ │ │
│ │terţi │ │ │ │
├────┼──────────────┼───┼─────────┼─────────┤
│ │Alte │ │ │ │
│1.8 │cheltuieli │lei│ │ │
│ │(vor fi │ │ │ │
│ │detaliate) │ │ │ │
├────┼──────────────┼───┼─────────┼─────────┤
│2 │Cheltuieli cu │lei│ │ │
│ │munca vie │ │ │ │
├────┼──────────────┼───┼─────────┼─────────┤
│2.1 │Cheltuieli cu │lei│ │ │
│ │personalul │ │ │ │
├────┼──────────────┼───┼─────────┼─────────┤
│ │Cheltuieli cu │ │ │ │
│2.2 │asigurări │lei│ │ │
│ │sociale │ │ │ │
├────┼──────────────┼───┼─────────┼─────────┤
│ │Cheltuieli de │ │ │ │
│3 │exploatare │lei│ │ │
│ │(1+2) │ │ │ │
├────┼──────────────┼───┼─────────┼─────────┤
│ │Cantitate │ │ │ │
│ │energie │ │ │ │
│4 │termică la │MWh│ │ │
│ │limita │ │ │ │
│ │centralei │ │ │ │
├────┼──────────────┼───┼─────────┼─────────┤
│ │Cantitate │ │ │ │
│ │energie │ │ │ │
│5 │termică ieşită│MWh│ │ │
│ │din reţeaua de│ │ │ │
│ │transport │ │ │ │
│ │(MWh) │ │ │ │
└────┴──────────────┴───┴─────────┴─────────┘
*) Pentru preţurile reglementate care se aprobă pentru perioada iulie-octombrie a anului curent rămân valabile datele prognozate în anul anterior pentru anul curent. NOTE: 1. Creşterile faţă de realizări ale consumurilor de apă, de energie electrică vor fi justificate. 2. Majorările cheltuielilor din prognoză faţă de realizări vor fi justificate. 3. Nivelul pierderilor tehnologice de energie termică în reţelele de transport va fi justificat printr-un audit energetic şi va fi determinat în următoarele condiţii: - pierderile masice vor fi considerate la nivelul de 0,2% din volumul reţelei de transport; – pierderile prin suprafaţă se vor determina considerând că reţeaua de transport are aceeaşi lungime, configuraţie şi fluxuri de energie ca în situaţia reală, izolaţia termică a conductelor este nouă şi nu sunt depuneri pe conducte. ----- 
