────────── Aprobat prin HOTĂRÂREA nr. 1.076 din 4 octombrie 2021, publicată în Monitorul Oficial al României, Partea I, nr. 963 din 8 octombrie 2021.────────── Februarie 2021 Conţinut Conţinut Lista de tabele, figuri şi grafice Listă acronime A. Planul Naţional 1. Prezentare generală şi procesul de elaborare a planului 1.1. Rezumat 1.2. Prezentare generală a situaţiei actuale cu privire la politicile în vigoare 1.3. Consultări şi implicarea entităţilor naţionale şi ale Uniunii Europene, precum şi rezultatele acestora 1.4. Cooperarea regională în decursul elaborării planului 2. Obiective naţionale 2.1. Dimensiunea Decarbonare 2.1.1. Emisiile şi absorbţiile GES 2.1.2. Energia din surse regenerabile 2.2. Dimensiunea Eficienţă Energetică 2.3. Dimensiunea "securitate energetică" 2.4. Dimensiunea "piaţă internă a energiei" 2.4.1. Interconectivitatea reţelelor electrice 2.4.2. Infrastructura de transport a energiei 2.4.3. Integrarea pieţelor 2.4.4. Sărăcia energetică 2.5. Dimensiunea "cercetare, inovare şi competitivitate" 3. Politici şi măsuri pentru atingerea obiectivelor propuse 3.1. Dimensiunea Decarbonare 3.1.1. Emisiile şi absorbţiile GES 3.1.2. Energia din surse regenerabile 3.1.3. Alte elemente ale dimensiunii 3.2. Dimensiunea Eficienţă Energetică 3.3. Dimensiunea "securitate energetică" 3.4. Dimensiunea "piaţa internă a energiei" 3.4.1. Infrastructura pentru energie electrică 3.4.2. Infrastructura de transport a energiei 3.4.3. Integrarea pieţelor 3.4.4. Sărăcia energetică 3.5. Dimensiunea "cercetare, inovare şi competitivitate" B. Baza analitică 4. Situaţia actuală şi previziuni în contextul politicilor şi măsurilor existente 4.1. Evoluţia previzionată a principalilor factori exogeni care influenţează sistemul energetic şi evoluţiile emisiilor de GES 4.2. Dimensiunea "Decarbonare" 4.2.1. Emisii şi absorbţii de GES 4.2.2. Energie din resurse regenerabile 4.3. Dimensiunea "eficienţă energetică" 4.4. Dimensiunea "securitatea energetică" 4.5. Dimensiunea "piaţa internă a energiei" 4.5.1. Interconectivitatea reţelelor electrice 4.5.2. Infrastructura de transport al energiei 4.5.3. Pieţele energiei electrice şi gazului, preţurile la energie 4.6. Dimensiunea "cercetare, inovare şi competitivitate" 5. Evaluarea impactului politicilor şi măsurilor planificate 5.1. Impactul politicilor şi măsurilor planificate în secţiunea 3 referitoare la sistemul energetic şi emisiile şi absorbţiile de GES, inclusiv o comparaţie cu previziunile şi contextul politicilor şi măsurilor existente (conform descrierii din secţiunea 4) 5.2. Impactul la nivel macroeconomic şi, în măsura în care este posibil, asupra sănătăţii, a mediului, a ocupării forţei de muncă şi a educaţiei, a competenţelor, precum şi la nivel social, inclusiv aspectele referitoare la tranziţia echitabilă (în ceea ce priveşte costurile şi beneficiile, precum şi rentabilitatea) ale politicilor şi măsurilor planificate descrise în secţiunea 3, cel puţin până în ultimul an al perioadei vizate de plan, inclusiv o comparaţie cu previziunile în contextul politicilor şi măsurilor existente 5.3. Prezentarea generală a investiţiilor necesare 5.4. Impactul politicilor şi măsurilor planificate descrise în secţiunea 3 asupra altor state membre şi asupra cooperării regionale, cel puţin până în ultimul an al perioadei vizate de plan, inclusiv o comparaţie cu previziunile în contextul politicilor şi măsurilor existente Metodologie (descriere generală) Lista de tabele, figuri şi grafice Tabel 1 - Sumarul interacţiunilor între principalele politici şi măsuri la nivelul diferitelor dimensiuni Tabel 2 - Tabel politici şi măsuri actuale în România privind energia şi clima referitoare la cele cinci dimensiuni ale Uniunii Energetice Tabel 3 - Desfăşurarea activităţilor din cadrul întâlnirilor pentru proiectul PNIESC Tabel 4 - Lista sesiunilor de consultări şi negocieri cu Comisia Europeană Tabel 5 - Traiectoria estimativă, defalcată per tehnologie, a energiei din surse regenerabile în consumul final brut de energie electrică, 2021-2030, [ktep] Tabel 6 - Evoluţia preconizată a energiei din surse regenerabile, precum şi a consumului final brut de energie în sectorul Încălzire&Răcire, 2021-2030 [ktep] Tabel 7 - Traiectoria estimativă, defalcată per tehnologie, a energiei din surse regenerabile în consumul final brut de energie în sectorul transporturilor 2021-2030 [ktep] Tabel 8 - Consum final de energie şi consumul mediu de energie şi perioada 2016-2018 [Mtep] Tabel 9 - Eficienţa energetică ce va fi obţinută în perioada 2021-2030 pe baza consumului mediu final de energie din perioada 2016-2018 [Mtep] Tabel 10 - Contribuţiile scenariilor de renovare la obiectivele Uniunii în materie de eficienţă energetică pentru 2030, 2040 şi 2050 Tabel 11 - Detaliere scenariu 2 de renovare Tabel 12 - Eficienţa energetică în sectorul rezidenţial ce va fi obţinută în perioada 2021-2030 [Mtep] Tabel 13 - Restanţe la facturile de utilităţi [%], 2010-2018 Tabel 14 - Imposibilitatea de a încălzi gospodăria la un nivel adecvat [5], 2010-2018 Tabel 15 - Ţinte generale ale Strategiei pentru Cercetare-Dezvoltare şi Inovare 2014-2020 Tabel 16 - Obiectivele Operatorului Naţional de Transport Energie Electrică în domeniul Cercetării-Inovării Tabel 17 - Plan de acţiune şi rezultate aşteptate din cadrul Strategiei Naţionale pentru Competitivitate, ce pot fi reflectate în sectorul Energetic, 2014-2020 Tabel 18 - Factorii principali avuţi în vedere în elaborarea politicilor şi măsurilor la nivelul fiecărei dimensiuni Tabel 19 - Listă cu strategii şi/sau planuri în curs de elaborare Tabel 20 - Calendar de implementare a sistemelor de măsurare inteligentă a energiei electrice Tabel 21 - Evoluţia creşterii economice a României în contextul politicilor existente Tabel 22 - Potenţialul de încălzire eficientă până în 2030 Tabel 23 - Liniile de interconectare a sistemului naţional de transport energie electrică cu cele ale ţărilor vecine Tabel 24 - Structura producătorilor de energie electrică deţinători de unităţi dispecerizabile pentru 2018 Tabel 25 - Indicatorii de concentrare a pieţei de producţie de energie electrică pentru 2018 Tabel 26 - Volumele anuale livrate pe fiecare dintre componentele pieţei angro în anul 2018 Tabel 27 - Activitatea comercială transfrontalieră a României pentru anul 2018 Tabel 28 - Structura pieţei cu amănuntul din România în 2018 Tabel 29 - Structura pieţei cu amănuntul din România pe tipuri de consumatori la data de 31.12.2017 Tabel 30 - Cantitatea de gaze naturale produsă în anul 2018, pe producători [TWh] Tabel 31 - Structura livrărilor de energie electrică către clienţii finali pentru anul 2018, pe tipuri de clienţi Tabel 32 - Structura livrărilor de energie electrică către clienţii finali pentru anul 2018, pe tip de piaţă Tabel 33 - Selecţie subprograme din cadrul Strategiei pentru Cercetare-Dezvoltare şi Inovare 2014-2020, cu aplicabilitate în sectorul Energetic Tabel 34 - Programe suplimentare pentru finanţarea proiectelor cu profil energetic Tabel 35 - Numărul de persoane beneficiare de ajutor pentru încălzirea locuinţei Tabel 36 - Ajutoare acordate pentru închiderea minelor de cărbune [mii RON] Tabel 37 - Impactul financiar al Ordonanţei de urgenţă nr. 69/2019 asupra bugetului general consolidat [mii RON] Figura 1 - Prezentare generală a interacţiunilor între dimensiuni Figura 2 - Modernizarea Economiei - Rolul Uniunii Energetice şi măsurile de combatere a schimbărilor climatice Figura 3 - Obiectivele naţionale din domeniul Cercetării-Inovării, perspectiva 2014-2020 Figura 4 - Evoluţia preconizată a costurilor principalelor tehnologii - selecţie Figura 5 - Situaţia actuală a reţelei electrice de transport din România Figura 6 - Componentele principale din cadrul Planului SET Figura 7 - Prezentarea schematică a metodologiei modelului Grafic 1 - Evoluţia istorică şi preconizată a emisiilor din sectoarele ETS şi non-ETS Grafic 2 - Traiectoria orientativă a ponderii SRE în consumul final de energie, 2021-2030, [%] Grafic 3 - Traiectoria orientativă a ponderii energiei din sursele regenerabile în consumul final brut de energie electrică 2021-2030 Grafic 4 - Traiectoria orientativă a ponderii energiei din surse regenerabile în consumul final brut de energie în sectorul încălzire şi răcire, 2021-2030 Grafic 5 - Traiectoria orientativă a ponderii energiei din sursele regenerabile în consumul final brut de energie în sectorul transporturilor, 2021-2030 Grafic 6 - Traiectoria orientativă a capacităţii instalate, pe surse, [MW] Grafic 7 - Traiectoria orientativă a consumului final brut de energie, pe sectoare, [ktep] Grafic 8 - Evoluţia volumului de biomasă vie până în 2025 [mil.mc] Grafic 9 - Consum de energie primară şi finală la nivelul anului 2030 [Mtep] Grafic 10 - Traiectorie orientativă privind contribuţia României la obiectivele Uniunii Europene de eficienţă energetică [%] Grafic 11 - Traiectoria orientativă a capacităţii nete instalate, pe surse, [MW] Grafic 12 - Evoluţia Puterii Disponibile CE Oltenia [MW] Grafic 13 - Evoluţia populaţiei României în perioada 2015-2035 Grafic 14 - Evoluţia preconizată a preţurilor combustibililor fosili la nivel internaţional Grafic 15 - Evoluţia preţului carbonului EU ETS Grafic 16 - Evoluţia emisiilor de gaze cu efect de seră între 1990 şi 2017 Grafic 17 - Evoluţia structurii emisiilor GES, pe fiecare sector, Între 1990 Şi 2017, inclusiv LULUCF Grafic 18 - Structura emisiilor GES pe fiecare sector în 2017, EXCLUSIV LULUCF Grafic 19 - Structura emisiilor GES (exclusiv LULUCF) la nivelul anului 2017 pe tipuri de poluanţi Grafic 20 - Evoluţia preconizată a emisiilor GES (exclusiv LULUCF) în contextul măsurilor actuale Grafic 21 - Evoluţia preconizată a emisiilor GES (exclusiv LULUCF) în contextul măsurilor actuale, inclusiv cu împărţirea pe sectoare ETS şi non-ETS Grafic 22 - Evoluţia preconizată a emisiilor GES (exclusiv LULUCF) pe sectoare, în contextul măsurilor actuale Grafic 23 - Ponderea actuală şi evoluţia energiei din surse regenerabile şi împărţirea pe sectoare Grafic 24 - Evoluţia consumului final brut şi al producţiei de energiei electrică din surse regenerabile între 2005 şi 2017, pe tipuri de surse Grafic 25 - Evoluţia consumului final brut şi al consumului din surse regenerabile pentru încălzire şi răcire între 2005 şi 2017, pe tipuri de surse Grafic 26 - Evoluţia consumului final brut şi al consumului din surse regenerabile în transport între 2005 şi 2017, pe tipuri de surse Grafic 27 - Previziuni cu privire la evoluţia cotelor RES în contextul politicilor actuale Grafic 28 - Evoluţia preconizată în contextul politicilor actuale a consumului final brut şi al producţiei de energiei electrică din surse regenerabile, pe tipuri de surse Grafic 29 - Evoluţia preconizată în contextul politicilor actuale a consumului final brut şi al consumului din surse regenerabile pentru încălzire şi răcire, pe tipuri de surse Grafic 30 - Evoluţia consumului primar şi final de energie, inclusiv împărţirea pe sectoare, în perioada 2005-2017 Grafic 31 - Evoluţia structurii consumului final de energie pe sursă energetică, în perioada 2005-2017 Grafic 32 - Evoluţia preconizată a consumului primar şi final de energie, inclusiv împărţirea pe sectoare, în contextul măsurilor şi politicilor actuale Grafic 33 - Evoluţia preconizată a structurii consumului final de energie pe sursă energetică, în contextul măsurilor şi politicilor actuale Grafic 34 - Evoluţia istorică a producţiei de energie primară în România, pe surse energetice, 2005-2017 Grafic 35 - Evoluţia istorică a importului de energie în România, pe surse energetice, 2005-2017 Grafic 36 - EvoluŢia istorică a importului net de energie în România, pe surse energetice, 2005-2017 Grafic 37 - Evoluţia preconizată producţiei de energie primară, pe surse energetice, în contextul politicilor şi măsurilor actuale Grafic 38 - Evoluţia preconizată a importului net de energie pe surse energetice, în contextul politicilor şi măsurilor actuale Grafic 39 - Evoluţia preţului mediu trimestrial al energiei electrice pentru consumatorii casnici în România şi UE 28 [EUR/MWh] Grafic 40 - Evoluţia preţului mediu trimestrial al energie electrice pentru consumatorii industriali în România şi UE 28 [EUR/MWh] Grafic 41 - Evoluţia preţului mediu trimestrial al gazelor naturale, exclusiv TVA, pentru consumatorii casnici în România şi UE 28 [EUR/MWh] Grafic 42 - Evoluţia preţului mediu trimestrial al gazelor naturale, exclusiv TVA, pentru consumatorii industriali în România şi UE 28 [EUR/MWh] Grafic 43 - Evoluţia preconizată a preţului mediu a electricităţii, exclusiv TVA, în contextul şi politicilor actuale Grafic 44 - Defalcare buget PNCDI III Grafic 45 - Defalcare componente preţ energie electrică şi ponderea lor din total Grafic 46 - Producţie brută de energie electrică WAM vs. WEM [GWh] Grafic 47 - Consum de energie finală WAM vs. WEM [ktep] Grafic 48 - Consum de energie finală, per surse de energie WAM vs. WEM - 2030 [ktep] Grafic 49 - Investiţiile cumulative necesare în perioada 2021-2030 pentru îndeplinirea obiectivelor propuse (scenariul WAM) Grafic 50 - Impactul măsurilor adiţionale preconizate asupra preţului mediu la energie electrică, înainte de taxe [EUR'13/MWh] Listă acronime AC - Autoritate Contractantă ANRE - Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei Bep - Barili echivalent petrol BRUA - Gazoductul Bulgaria-România-Ungaria-Austria CACM - Regulamentul (UE) nr. 2015/1222 al Comisiei din 24 iulie 2015 de stabilire a unor linii directoare privind alocarea capacităţilor şi gestionarea congestiilor CCAT - Centrul de Cercetări Avansate în Propulsie CEE - Central and Eastern Europe/Europa Centrală şi de Est COM - Comisia Europeană CV - Certificate Verzi CWE - Central Western Europe/Europa Centrală şi de Vest ENTSO-E - European Network of Transmission System Operators for Electricity, Reţeaua Europeană a Operatorilor de Transport şi Sistem pentru Energie Electrică ENTSO-G - European Network of Transmission System Operators for Gas, Reţeaua Europeană a Operatorilor de Transport şi Sistem pentru Gaz Natural ETS - Emissions Trading System/Sistemul de tranzacţionare a certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră în UE FUI - Furnizori de Ultimă Instanţă GES - Gaze cu efect de seră H.G. - Hotărâre de Guvern IMM - Întreprinderi Mici şi Mijlocii INS - Institutul Naţional de Statistică Î&R - Încălzire şi răcire JT - Joasă Tensiune k - Kilo/o mie km - Kilometru kW - Kilowatt LEA - Linii Electrice Aeriene LULUCF - Land Use, Land Use Change & Forestry/Exploatarea Terenurilor, Schimbarea Destinaţiei Terenurilor şi Silvicultură MADR - Ministerul Agriculturii şi Dezvoltării Rurale mc - Metru/metri cubi ME - Ministerul Educaţiei MIPE - Ministerul Investiţiilor şi Proiectelor Europene mil. - Milion/Milioane mil. t - Milioane tone mil. t CO2 - Milioane tone CO2 mil. t. CO2 eq MtCO2 eq - Milioane tone echivalent CO2 mld. - Miliard/Miliarde MDLPA - Ministerul Dezvoltării, Lucrărilor Publice şi Administraţiei MMAP - Ministerul Mediului, Apelor şi Pădurilor MRC - Multi-regional Coupling/Cuplare multi- MTI - Ministerul Transporturilor şi Infrastructurii MT - Medie Tensiune MW/MWh - Megawatt/Megawattoră NT - Nod Tehnologic NTC - Net Transfer Capacity/Catacitatea Netă de OD - Operator de Distribuţie OPCOM - Societatea Operatorul Pieţei de Energie Electrică şi Gaze Naturale - "OPCOM S.A." OTS - Operator de Transport şi de Sistem PCI - Projects of Common Interest (Proiecte de Interes Comun) PJ - Petajoule PNCDI - Planul Naţional de Cercetare-Dezvoltare şi Inovare PNIESC - Proiectul Planului Naţional Integrat în domeniul Energiei şi Schimbărilor Climatice PNAEE - Planul Naţional de Acţiune în domeniul Eficienţei energetice PVT - Punct Virtual de Tranzacţionare RED - Reţea Electrică de Distribuţie RET - Reţea Electrică de Transport RGUE - Regulamentul de Guvernanţă al Uniunii Energetice SACET - Sistem de Alimentare Centralizată cu Energie Termică SC - Staţie de Comprimare SEE - South East Europe/Europa de Sud-Est SDAC - Single Day Ahead Coupling SIDC - Single Intra-Day Coupling SEN - Sistemul Electroenergetic Naţional SMI - Sistem de Monitorizare Inteligentă SM - State Membre SMG - Staţie de Măsurare Gaze SNT - Sistem naţional de transport (pentru gaz SRE - Surse Regenerabile de Energie SRE-E - Surse Regenerabile de Energie în sectorul Energie Electrică SRE-Î&R - Surse Regenerabile de Energie în sectorul Încălzire şi Răcire SRE-T - Surse Regenerabile de Energie în sectorul Transport SRTL - Strategia de Renovare pe Termen Lung Stakeholder - Parte interesată în Proiectul PNIESC 2021-2030 (persoane fizice şi entităţi cu sau fără personalitate juridică) STS - Servicii tehnologice de sistem T - tone Tep - Tone echivalent petrol UE/EU - Uniunea Europeană/European Union UEFISCDI - Unitatea Executivă pentru Finanţarea Învăţământului Superior, a Cercetării, Dezvoltării şi Inovării VE - Vehicule electrice WACC - Weighted Average Cost of Capital, costul mediu ponderat al capitalului (costul capitalului) WB - Western Balkans/Balcanii de Vest WEM - Modelling scenario with existing measures/Scenariu de modelare pe baza măsurilor actuale WAM - Modelling scenario with additional measures/Scenariu de modelare pe baza măsurilor adiţionale/suplimentare A. Planul Naţional 1. Prezentare generală şi procesul de elaborare a planului 1.1. Rezumat i. Contextul politic, economic, social şi de mediu al planului În urma aderării UE la Acordul de la Paris şi odată cu publicarea Strategiei Uniunii Energetice, Uniunea şi-a asumat un rol important în privinţa combaterii schimbărilor climatice, prin cele 5 dimensiuni principale: securitate energetică, decarbonare, eficienţă energetică, piaţa internă a energiei şi cercetare, inovare şi competitivitate. Astfel, Uniunea Europeană s-a angajat să conducă tranziţia energetică la nivel global, prin îndeplinirea obiectivelor prevăzute în Acordul de la Paris privind schimbările climatice, care vizează furnizarea de energie curată în întreaga Uniune Europeană. Pentru a îndeplini acest angajament, Uniunea Europeană a stabilit obiective privind energia şi clima la nivelul anului 2030, după cum urmează: ● Obiectivul privind reducerea emisiilor interne de gaze cu efect de seră cu cel puţin 40% până în 2030, comparativ cu 1990; ● Obiectivul privind un consum de energie din surse regenerabile de 32% în 2030; ● Obiectivul privind îmbunătăţirea eficienţei energetice cu 32,5% în 2030; ● Obiectivul de interconectare a pieţei de energie electrică la un nivel de 15% până în 2030. În consecinţă, pentru a garanta îndeplinirea acestor obiective, fiecare stat membru a fost obligat să transmită Comisiei Europene un Proiect al Planului Naţional Integrat în domeniul Energiei şi Schimbărilor Climatice (PNIESC) pentru perioada 2021-2030, până la data de 31 decembrie 2018. Proiectele PNIESC stabilesc obiectivele şi contribuţiile naţionale la realizarea obiectivelor UE privind schimbările climatice. În consecinţă, România a transmis propriul proiect PNIESC la acea dată. În temeiul Regulamentului (UE) nr. 2018/1999 privind guvernanţa uniunii energetice Comisia Europeană a evaluat proiectele planurilor naţionale integrate privind energia şi clima. Analiza a cuprins nivelul de ambiţie al obiectivelor, ţintelor şi contribuţiilor menite să îndeplinească în mod colectiv obiectivele Uniunii Europene. În special, au fost evaluate obiectivele Uniunii pentru 2030 în domeniul energiei din surse regenerabile şi al eficienţei energetice, precum şi nivelul de interconectivitate a reţelelor electrice spre care tind statele membre. În urma analizei planurilor integrate transmise de către toate statele membre, a rezultat faptul că există un decalaj între obiectivele UE şi contribuţiile Statelor Membre în materie de energie din surse regenerabile şi eficienţă energetică: ● Există o diferenţă între ţinta SRE de 32% asumată la nivelul UE şi cea rezultată conform acestor planuri, care se situează între 30,4% şi 31,9%; ● În urma evaluării COM în domeniul eficienţei energetice, a rezultat o reducere în materie de consum primar situată între 26,3% şi 30,2%, iar în materie de consum final situată între 26,5% şi 30,7%. ii. Strategia referitoare la cele cinci dimensiuni ale Uniunii Energetice Abordarea celor cinci dimensiuni ale Uniunii Energetice a luat în considerare o multitudine de strategii, aflate în diverse stadii de elaborare sau aprobare, concepute de ministerele/părţile interesate, ţinând cont de priorităţile de convergenţă şi dezvoltare ale României ca membru al Uniunii Europene. Prezentul Plan integrează cu prioritate obiectivele şi direcţiile stabilite prin strategiile specifice în domeniul energetic, respectiv al schimbărilor climatice, bazându-se în acelaşi timp pe documentele programatice iniţiate şi de alte ministere/autorităţi. Ca atare, abordarea şi-a propus să identifice un set de priorităţi care să conducă la îndeplinirea obiectivelor asumate revizuite, având în vedere resursele disponibile, necesitatea asigurării unei tranziţii suportabile pentru industrie şi consumatori şi capacitatea instituţională de implementare. Similar cu perspectiva Uniunii de a construi în jurul a cinci piloni politica sa energetică şi de mediu la orizontul anului 2030, prezentul Plan a fost construit pe o serie de elemente esenţiale pentru definirea rolului şi contribuţiei României la consolidarea Uniunii Energetice. În acest sens, elementele principale luate în considerare în abordarea strategică a Planului au fost următoarele: - Abordarea holistică energie, economie, mediu şi schimbări climatice să se deruleze în strânsă corelare cu realitatea economică a Statelor Membre, astfel încât să nu fie afectat echilibrul macroeconomic şi social intern; – Restructurarea cadrului de piaţă, în contextul costurilor induse de tranziţie şi capacitatea Statelor Membre de a susţine aceste costuri, în termeni de accesibilitate şi competitivitate; – Creşterea economică şi a veniturilor per gospodărie (la orizontul anului 2030); – Reducerea sărăciei energetice. Principalele rezultate În urma recomandărilor Comisiei, contribuţia actualizată a României la realizarea obiectivelor Uniunii Europene până în 2030 este evidenţiată în tabelul de mai jos: Tabelul 1 - Prezentare generală a principalelor obiective a PNIESC 2021 - 2030, la nivelul anului 2030
┌──────────────────────────────────────┐
│Prezentare generală a principalelor │
│obiective a PNIESC 2021-2030, la │
│nivelul anului 2030 │
├──────────────────────────────┬───────┤
│Emisii ETS (% faţă de 2005) │-43,9%*│
├──────────────────────────────┼───────┤
│Emisii non-ETS (% faţă de │-2% │
│2005) │ │
├──────────────────────────────┼───────┤
│Ponderea globală a energiei │ │
│din surse regenerabile în │30,7% │
│consumul final brut de enegrie│ │
├──────────────────────────────┼───────┤
│Ponderea SRE-E │49,4% │
├──────────────────────────────┼───────┤
│Ponderea SRE-T │14,2% │
├──────────────────────────────┼───────┤
│Pondera SRE-Î&R │33,0% │
├──────────────────────────────┴───────┤
│Eficienţă energectică (% faţă de │
│proiecţia PRIMES 2007 la nivelul │
│anului 2030) │
├──────────────────────────────┬───────┤
│Consum primar de energie │-45,1% │
├──────────────────────────────┼───────┤
│Consum final de energie │-40,4% │
├──────────────────────────────┴───────┤
│Prezentarea general a principalelor │
│obiective a PNIESC 2021-2030, la │
│nivelul anului 2030 │
├──────────────────────────────┬───────┤
│Consum primar de energie │32.3 │
│(Mtep) │ │
├──────────────────────────────┼───────┤
│Consum final de energie (Mtep)│25,7 │
├──────────────────────────────┴───────┤
│Sursă: Analiză Deloitte pe baza │
│documentelor oficiale elaborate de │
│autorităţile implicate în elaborarea │
│PNIESC │
└──────────────────────────────────────┘
* Valorile emisiilor corespund celor incluse în proiectul PNIESC, transmis în data de 31 decembrie 2018 către COM; se estimează totuşi că este posibil ca valoarea finală pentru anul 2030 să scadă, printre altele, ca urmare a diminuării consumului final de energie, precum şi a scăderii producţiei de energie electrică din cărbune În ceea ce priveşte cota de energie regenerabilă, Comisia Europeană a recomandat României să crească nivelul de ambiţie pentru 2030, până la o pondere a energiei din surse regenerabile de cel puţin 34%. În consecinţă, nivelul de ambiţie cu privire la ponderea energiei din surse regenerabile a fost revizuit faţă de varianta actualizată a PNIESC, de la o cotă propusă iniţial de 27,9%, la o cotă de 30,7%. Noul obiectiv a fost calculat, în principal, pe baza recomandării Comisiei de a alinia prognozele macroeconomice naţionale la cele ale "Raportului de îmbătrânire Proiecţii economice şi bugetare pentru cele 28 de state membre ale UE (2016-2070)", corelat cu scoaterea din operare a capacităţilor pe cărbune. Astfel, pentru atingerea nivelului de ambiţie cu privire la ponderea energiei din surse regenerabile de 30,7% în anul 2030, România va dezvolta capacităţi adiţionale de SRE de aproximativ 6,9 GW comparativ cu anul 2015. Pentru realizarea acestei ţinte este necesară asigurarea unei finanţări corespunzătoare din partea UE în sensul asigurării unei adecvanţe corespunzătoare a reţelelor electrice, dar şi a flexibilităţii producerii de E-SRE prin instalarea de capacităţi de back up pe gaze naturale, capacităţi de stocare şi utilizarea de tehnici inteligente de management a reţelelor electrice. România a ales să adopte o abordare prudentă cu privire la nivelul de ambiţie, ţinând cont de particularităţile naţionale şi necesarul de investiţii în SRE, atât pentru înlocuirea capacităţilor care ating durata maximă de operare cât şi pentru cele noi, în vederea atingerii ţintelor asumate în PNIESC, având în vedere că Regulamentul (UE) nr. 2018/1999 stipulează faptul că în viitoarele revizuiri ale PNIESC ajustarea cotelor se poate face numai în sensul creşterii. În conturarea acestei abordări, mai trebuie menţionat şi faptul că procesul de implementare a recomandărilor s-a confruntat şi cu o lipsă a datelor necesare elaborării unui plan detaliat cu privire la măsurile, acţiunile, resursele financiare avute în vedere de autorităţile române pentru îndeplinirea ţintelor de RES în perioada 2021-2030 mai ales în zona SRE încălzire-răcire şi transport. O nouă analiză/ajustare a ţintei 2030 va putea fi efectuată odată cu revizia PNIESC, moment la care vor putea fi estimate mult mai bine efectele implementării Directivei nr. 2018/410 şi ale programelor de susţinere a Green Deal. În concluzie, pentru atingerea obiectivelor SRE propuse, România va dezvolta o serie de politici şi măsuri menite deopotrivă să diminueze consumul de energie, dar şi să încurajeze utilizarea surselor SRE în sectoarele relevante - Încălzire & Răcire, Energie electrică şi Transporturi, maximizând sinergiile dintre diferitele acţiuni preconizate. Comisia Europeană a menţionat, pe de altă parte, faptul că România va trebui să îşi propună o reducere mai mare a consumurilor de energie primară şi finală până în anul 2030, pentru ca obiectivul de eficienţă energetică al Uniunii să fie atins. Prin urmare, România ţinteşte un consum primar de energie de 32,3 Mtep, respectiv un consum final de energie de 25,7 Mtep, obţinând astfel economii de energie de 45,1%, raportate la consumul primar aferent anului 2030, respectiv de 40,4% pentru consumul final de energie, comparativ cu scenariul de referinţă PRIMES 2007. Mai mult, pentru a se conforma obligaţiilor prevăzute la Art. 7 din Directiva (UE) nr. 2018/2002 de modificare a Directivei nr. 2012/27/UE privind eficienţa energetică, România trebuie să atingă o valoare cumulată a economiilor noi de energie echivalentă cu 10,12 Mtep în perioada 2021 - 2030. În urma unei analize detaliate, România a decis să elaboreze şi să implementeze măsuri şi politici alternative care să încurajeze economiile de energie. În plus, Strategia de Renovare pe Termen Lung prevede o eficienţă energetică şi economii de CO2 semnificative, precum şi noi facilităţi pentru instalaţii de producerea de SRE-E - majoritatea sub formă de panouri fotovoltaice pentru clădirile existente. În ceea ce priveşte dimensiunea securităţii energetice, Comisia a recomandat o descriere a măsurilor de sprijin care facilitează îndeplinirea obiectivelor din domeniul securităţii energetice cu accent pe diversificarea surselor de energie şi reducerea dependenţei energetice. Pentru a asigura securitatea energetică la nivel naţional, România a luat sau se angajează să ia măsuri pentru implementarea mai multor proiecte în ceea ce priveşte diversificarea resurselor, respectiv: ● Implementarea cu celeritate a cadrului legal necesar deciziilor finale de investiţie în exploatarea resurselor de gaze naturale din zona Mării Negre; ● Adoptarea Planului de decarbonare propus de Complexul Energetic Oltenia, principalul producător de energie electrică pe bază de cărbune - cu scopul de a asigura o tranziţie sustenabilă către o producţie de energie electrică cu emisii reduse de carbon; ● Diversificarea surselor de uraniu pentru Nuclearelectrica; ● Prelungirea duratei de operare şi construcţia de capacităţi noi nucleare; ● Dezvoltarea de noi capacităţi pe SRE şi integrarea cu alte pieţe din regiune precum şi promovarea utilizării hidrogenului; ● Dezvoltarea/optimizarea infrastructurii existente a reţelelor de energie electrică şi gaze naturale, cu impact pozitiv asupra capacităţii de preluare a energiei produse din RES şi asupra nivelului de interconectivitate; ● Dezvoltarea capacităţilor de stocare. De asemenea, Comisia Europeană a sugerat României să definească obiective şi ţinte mai ambiţioase, referitoare la integrarea în piaţa internă a energiei, recomandând în special adoptarea unor măsuri de dezvoltare a unor pieţe angro şi cu amănuntul, lichide şi competitive. Recent, România a făcut paşi importanţi în acest sens, asumându-şi un calendar de liberalizare care va asigura formarea liberă a preţurilor începând din 2020/2021 - în funcţie de cerere şi ofertă. Pe de altă parte, operaţionalizarea măsurilor de sprijin pentru consumatorii vulnerabili şi combaterea sărăciei energetice vor fi avute în vedere, în strictă corelare cu termenele aferente calendarului menţionat anterior. Prin varianta actualizată a Planului, România clarifică şi obiectivul asumat privind nivelul de interconectivitate a reţelelor electrice de transport, care va atinge cel puţin 15,4% în 2030, pe baza unui calendar de progres a proiectelor actuale şi preconizate, administrat de operatorul de transport şi sistem al energiei electrice. De asemenea, România este implicată în procesul european de integrare a pieţelor de energie, în contextul realizării Cuplării unice a pieţelor pentru ziua următoare de energie electrică (SDAC, Single Day-Ahead Coupling) şi a Cuplării unice a pieţelor intra-zilnice de energie electrică (SIDC, Single Intra-Day Coupling), implicând cadrul contractual aferent. În ceea ce priveşte cercetarea, inovarea şi competitivitatea, Guvernul României îşi propune să elaboreze Strategia Naţională de Specializare Inteligentă pentru perioada 2021 - 2027, prevăzută a fi publicată în al doilea trimestru al anului 2020. Strategia intenţionează să definească obiectivele naţionale şi ţintele de finanţare în domeniul cercetării, inovării şi competitivităţii, abordând astfel recomandarea Comisiei. În concluzie, România a demarat diverse acţiuni cu scopul de a îşi creşte nivelul de ambiţie în ceea ce priveşte cota de SRE şi obiectivele de eficienţă energetică, şi are în vedere mai multe măsuri pentru a defini şi implementa strategii şi politici clare care vizează atingerea obiectivelor asumate. Vor trebui luate măsuri suplimentare, descrise în capitolul 3 al prezentului Plan, pentru atingerea ţintelor propuse (prezentate în capitolul 2), care vor contribui ulterior la realizarea obiectivelor generale ale UE. În contextul Planului de investiţii pentru o Europă durabilă, publicat recent de Comisia Europeană, prezentul Plan îşi propune să pună în discuţie şi bazele politicilor şi intervenţiilor care vizează asigurarea unei tranziţii echitabile din punct de vedere social pentru România. Prioritizarea măsurilor şi politicilor pentru atingerea obiectivelor a fost efectuată în principal pe baza interacţiunilor dintre dimensiuni, având în vedere maximizarea impactului preconizat al respectivelor politici şi măsuri. De exemplu, investiţiile pentru creşterea eficienţei energetice vor avea ca impact şi reducerea emisiilor GES, creşterea ponderii de energie regenerabilă, dar şi în combaterea sărăciei energetice. Efecte pozitive se vor înregistra astfel şi la nivel macroeconomic, asigurând crearea de noi locuri de muncă, îmbunătăţirea calităţii vieţii, precum şi reducerea costurilor sociale. Sumarul principalelor politici şi măsuri trans-sectoriale, precum şi interacţiunea între dimensiuni sunt detaliate în secţiunea următoare. iii. Tabel recapitulativ cu principalele obiective, politici şi măsuri ale planului Figura 1 - Prezentare generală a interacţiunilor între dimensiuni (a se vedea imaginea asociată) Sursă: Analiză Deloitte pe baza informaţiilor transmise de Grupul de Lucru Interinstituţional PNIESC În tabelul de mai jos se regăsesc principalele politici şi măsuri ce au efecte asupra mai multor dimensiuni, precum şi corespondenţa între acestea şi factorii principali ce au determinat politicile/măsurile respective. Tabel 1 - Sumarul interacţiunilor între principalele politici şi măsuri la nivelul diferitelor dimensiuni
┌───────────────┬───────────────┬──────────────────┬───────────────┬───────────────────┐
│ │Factor │ │Interacţiunea │ │
│Dimensiune │principal în │Politică/Măsură de│cu alte │Detalierea │
│principală │atingerea │sprijin │dimensiuni │interacţiunilor │
│ │ţintelor │ │ │ │
├───────────────┼───────────────┼──────────────────┼───────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │Înlocuirea │
│ │ │ │ │capacităţilor │
│ │ │ │ │existente de │
│ │ │ │ │producţie a │
│ │ │ │ │energiei electrice │
│ │ │ │ │din surse │
│ │ │ │ │convenţionale cu │
│ │ │ │ │cele cu emisii │
│ │ │ │ │reduse de carbon va│
│ │ │ │ │avea ca efect şi │
│ │ │ │ │promovarea în │
│ │ │ │ │continuare a │
│ │ │ │ │resurselor │
│ │ │ │Decarbonare - │regenerabile în │
│ │ │ │energia din │producerea energiei│
│ │ │ │surse │electrice (de │
│ │ │ │regenerabile │exemplu resursă │
│ │ │ │ │eoliană sau │
│ │ │ │ │solară), inclusiv │
│ │ │ │ │pentru încălzire în│
│ │ │ │ │sistemele de │
│ │ │ │ │termoficare de tip │
│ │ │ │ │SACET, prin │
│ │ │ │ │tranzitul energiei │
│ │ │ │ │prin SEN şi │
│ │ │ │ │utilizarea cu pompe│
│ │ │ │ │de căldură la nivel│
│ │ │ │ │de surse, folosind │
│ │ │ │ │şi mecanismele de │
│ │ │ │ │piaţă a energiei │
│ │ │ │ │electrice │
│ │ │ ├───────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │Înlocuirea │
│ │ │ │ │capacităţilor │
│ │ │ │ │existente de │
│ │ │ │ │producere a │
│ │ │Promovarea │ │energiei electrice │
│ │ │investiţiilor în │ │şi termice va avea │
│ │ │capacităţi noi de │ │ca efect şi │
│ │Decarbonarea │producţie a │ │reducerea │
│ │sectorului │energiei │ │consumurilor │
│ │energetic │electrice, cu │Eficienţă │proprii │
│ │ │emisii reduse de │energetică │tehnologice, în │
│ │ │carbon │ │special prin │
│ │ │ │ │investiţiile pentru│
│ │ │ │ │modernizarea şi │
│ │ │ │ │dezvoltarea │
│ │ │ │ │unităţilor de │
│ │ │ │ │producere în │
│ │ │ │ │cogenerare de │
│ │ │ │ │înaltă eficienţă │
│ │ │ │ │(inclusiv pe gaz │
│ │ │ │ │metan) │
│ │ │ ├───────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │Dezvoltarea de │
│ │ │ │ │capacităţi noi în │
│ │ │ │ │domeniul nuclear şi│
│ │ │ │ │de stocare va │
│ │ │ │ │contribui la │
│ │ │ │ │stabilitatea SEN, │
│ │ │ │ │considerând faptul │
│ │ │ │ │că până la finalul │
│ │ │ │ │anului 2030 se vor │
│ │ │ │ │retrage din │
│ │ │ │ │funcţiune unele │
│ │ │ │ │centrale pe cărbune│
│ │ │ │Securitate │ce se află la │
│ │ │ │energetică │sfârşitul ciclului │
│ │ │ │ │de viaţă şi pentru │
│ │ │ │ │care nu se │
│ │ │ │ │justifică │
│ │ │ │ │modernizarea │
│ │ │ │ │acestora; astfel, │
│ │ │ │ │dezvoltarea de │
│ │ │ │ │capacităţi de │
│ │ │ │ │producere noi va │
│ │ │ │ │contribui la │
│ │ │ │ │diversificarea │
│ │ │ │ │surselor de │
│ │ │ │ │aprovizionare cu │
│ │ │ │ │energie electrică │
│ ├───────────────┼──────────────────┼───────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │Veniturile din │
│ │ │ │ │Mecanismele EU-ETS │
│ │ │ │ │şi din Fondurile │
│ │ │Folosirea │ │Structurale │
│ │ │veniturilor din │ │aferente noului │
│ │ │Mecanismele EU-ETS│Decarbonare - │Cadru Financiar │
│ │ │şi din Fondurile │energia din │Multianual │
│ │ │Structurale │surse │2021-2027 vor fi │
│ │ │aferente noului │regenerabile │folosite pentru │
│ │ │Cadru Financiar │ │finanţarea │
│ │ │Multianual │ │proiectelor SRE, │
│ │ │ │ │care vor contribui │
│ │ │ │ │la realizarea │
│ │ │ │ │ţintei pentru 2030 │
│ │ ├──────────────────┼───────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │Utilizarea parţială│
│ │ │ │ │a veniturilor din │
│ │ │ │ │Mecanismele EU-ETS │
│ │ │ │ │şi din Fondurile │
│Decarbonare - │Decarbonarea │ │ │Structurale │
│emisiile şi │sectorului │ │ │aferente noului │
│absorbţiile GES│energetic │ │ │Cadru Financiar │
│*) IMAGINE │ │ │ │Multianual │
│ │ │ │ │2021-2027 pentru │
│ │ │ │ │asigurarea │
│ │ │2021-2027 pentru │ │resurselor necesare│
│ │ │proiectele în │ │fondurilor de │
│ │ │domeniul SRE şi al│Eficienţă │investiţii în │
│ │ │eficienţei │energetică │proiecte şi │
│ │ │energetice la │ │iniţiative de │
│ │ │nivel naţional şi │ │eficienţă │
│ │ │internaţional │ │energetică (ex: │
│ │ │ │ │trecere centrale │
│ │ │ │ │convenţionale în │
│ │ │ │ │centrale cu ciclu │
│ │ │ │ │combinat, reducere │
│ │ │ │ │consumuri servicii │
│ │ │ │ │interne în │
│ │ │ │ │centrale, reducere │
│ │ │ │ │CPT în reţelele de │
│ │ │ │ │transport şi │
│ │ │ │ │distribuţie) │
│ ├───────────────┼──────────────────┼───────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │În sectorul │
│ │ │ │ │industrial vor fi │
│ │ │ │ │adoptate cele mai │
│ │ │ │ │bune tehnologii │
│ │ │ │ │pentru a reduce │
│ │ │ │Eficienţă │intensitatea │
│ │ │ │energetică │energetică simultan│
│ │ │ │ │cu nivelul │
│ │ │ │ │emisiilor în │
│ │ │ │ │sectoarele │
│ │ │ │ │industriale aflate │
│ │ │ │ │sub reglementarea │
│ │ │ │ │EU-ETS │
│ │ │Implementarea ├───────────────┼───────────────────┤
│ │ │celor mai bune │ │Implementarea BAT │
│ │ │tehnologii │ │în sectorul │
│ │ │disponibile (BAT),│ │industrial va │
│ │ │în vederea │ │determina necesarul│
│ │Decarbonarea │reducerii │ │de noi investiţii │
│ │sectorului │emisiilor de gaze │ │private, precum şi │
│ │industrial │cu efect de seră │ │atragerea │
│ │ │şi creşterea │ │fondurilor │
│ │ │eficienţei │ │disponibile prin │
│ │ │energetice în │ │Mecanismul EU-ETS │
│ │ │sectorul │ │(Fondul de │
│ │ │industrial │Cercetare, │Inovare), pentru │
│ │ │ │inovare şi │retehnologizarea şi│
│ │ │ │competitivitate│implementarea │
│ │ │ │ │tehnologiilor │
│ │ │ │ │moderne în │
│ │ │ │ │procesele │
│ │ │ │ │industriale. De │
│ │ │ │ │asemenea, se va │
│ │ │ │ │facilita │
│ │ │ │ │implementarea │
│ │ │ │ │proiectelor │
│ │ │ │ │demonstrative │
│ │ │ │ │pentru utilizarea │
│ │ │ │ │hidrogenului în │
│ │ │ │ │sectorul industrial│
│ ├───────────────┼──────────────────┼───────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │Încurajarea │
│ │ │ │ │transportului │
│ │ │ │ │feroviar în │
│ │ │ │ │detrimentul │
│ │ │Dezvoltarea │ │transportului │
│ │ │prioritară şi │ │rutier va contribui│
│ │ │încurajarea │ │la îndeplinirea │
│ │ │utilizării │ │ţintei SRE-T la │
│ │ │transportului │ │nivelul anului │
│ │ │feroviar pentru │ │2030, datorită │
│ │ │transportul de │Decarbonare - │utilizării crescute│
│ │Decarbonarea │persoane (în │energia din │a energiei │
│ │sectorului │detrimentul │surse │electrice în acest │
│ │transport │transportului │regenerabile │mod de transport; │
│ │ │rutier) şi │ │acest lucru este în│
│ │ │integrarea │ │special important │
│ │ │intermodală a │ │în condiţiile │
│ │ │acestuia cu │ │îndeplinirii ţintei│
│ │ │celelalte moduri │ │SRE-E din 2030 (ce │
│ │ │de transport │ │presupune o cotă de│
│ │ │ │ │energie electrică │
│ │ │ │ │din surse │
│ │ │ │ │regenerabile mai │
│ │ │ │ │mare decât cea din │
│ │ │ │ │prezent) │
│ ├───────────────┼──────────────────┼───────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │Promovarea │
│ │ │ │ │economiei circulare│
│ │ │ │ │(reciclarea) │
│ │ │ │ │contribuie la │
│ │ │ │ │atingerea ţintei de│
│ │ │Promovarea │ │eficienţă │
│ │Gestionarea │tranziţiei către o│Eficienţă │energetică, prin │
│ │deşeurilor │economie circulară│energetică │reducerea │
│ │ │ │ │consumului de │
│ │ │ │ │energie utilizată │
│ │ │ │ │în industrie, în │
│ │ │ │ │cadrul proceselor │
│ │ │ │ │de prelucrare a │
│ │ │ │ │materiilor prime │
├───────────────┼───────────────┼──────────────────┼───────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │Electromobilitatea │
│ │ │ │ │contribuie la │
│ │ │ │ │reducerea emisiilor│
│ │ │ │ │GES, ţinând cont de│
│ │ │ │ │faptul că o parte │
│ │ │ │Decarbonare - │semnificativă din │
│ │ │ │emisiile şi │emisiile GES │
│ │ │ │absorbţiile GES│(exclusiv LULUCF) │
│ │ │ │ │generate de România│
│ │ │Promovarea │ │(peste 14%) provin │
│ │Promovarea │electromobilităţii│ │din sectorul │
│ │utilizării │în transportul │ │transporturilor │
│ │energiei │rutier (vehicule │ │(peste 20% din │
│ │regenerabile în│uşoare şi │ │emisiile CO2) │
│ │transport │transport public ├───────────────┼───────────────────┤
│ │(SRE-T) │urban) │ │Promovarea │
│Decarbonare - │ │ │ │electromobilităţii │
│energia din │ │ │ │poate avea un │
│surse │ │ │ │impact considerabil│
│regenerabile │ │ │Eficienţă │în sensul creşterii│
│*) IMAGINE │ │ │energetică │eficienţei │
│ │ │ │ │energetice, având │
│ │ │ │ │în vedere consumul │
│ │ │ │ │mai mic de energie │
│ │ │ │ │al vehiculelor │
│ │ │ │ │electrice │
│ ├───────────────┼──────────────────┼───────────────┼───────────────────┤
│ │ │Promovarea │ │Ca şi în cazul │
│ │ │utilizării │ │electromobilităţii,│
│ │Promovarea │biocarburanţilor │ │utilizarea │
│ │utilizării │în transport (atât│ │biocombustibililor │
│ │energiei │continuarea │Decarbonare - │are efecte benefice│
│ │regenerabile în│utilizării celor │emisiile şi │prin reducerea │
│ │transport │tradiţionali, cât │absorbţiile GES│emisiilor de GES │
│ │(SRE-T) │şi introducerea │ │provenite din │
│ │ │celor avansaţi în │ │sectorul │
│ │ │transportul │ │transporturilor │
│ │ │rutier) │ │ │
├───────────────┼───────────────┼──────────────────┼───────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │Proiectul STRL │
│ │ │ │ │presupune, │
│ │ │ │ │suplimentar │
│ │ │ │ │renovării │
│ │ │ │ │clădirilor în │
│ │ │ │ │scopul creşterii │
│ │ │ │ │eficienţei │
│ │ │ │ │energetice, │
│ │ │ │Decarbonare - │adoptarea │
│ │ │ │energia din │tehnologiilor SRE, │
│ │ │ │surse │precum instalarea │
│ │ │ │regenerabile │de panouri solare │
│ │ │ │ │termice, panouri │
│ │ │ │ │fotovoltaice şi │
│ │ │Implementarea │ │pompe de căldură, │
│ │Sectorul │Strategiei de │ │ce va contribui la │
│ │Rezidenţial │renovare pe termen│ │îndeplinirea │
│ │ │lung (SRTL) │ │ţintelor SRE-E şi │
│ │ │ │ │SRE-Î&R la nivelul │
│ │ │ │ │anului 2030 │
│ │ │ ├───────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │Reducerea │
│ │ │ │ │consumului de │
│ │ │ │ │energie în sectorul│
│ │ │ │ │rezidenţial şi │
│ │ │ │Decarbonare - │terţiar (clădiri │
│ │ │ │emisiile şi │guvernamentale, │
│ │ │ │absorbţiile GES│clădiri publice, │
│ │ │ │ │clădiri de birouri)│
│ │ │ │ │va contribui la │
│ │ │ │ │reducerea emisiilor│
│ │ │ │ │GES din aceleaşi │
│ │ │ │ │sectoare │
│ ├───────────────┼──────────────────┼───────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │Creşterea ponderii │
│ │ │ │ │energiei din surse │
│ │ │ │ │regenerabile, prin │
│Eficienţă │ │ │Decarbonare - │dezvoltarea │
│energetică │ │ │energia din │facilităţilor de │
│*) IMAGINE │ │Creşterea │surse │producere a │
│ │ │Eficienţei │regenerabile │energiei electrice │
│ │ │Energetice în │ │de către │
│ │Sectorul │sectoarele │ │consumatorii │
│ │Industrial │industriale │ │industriali │
│ │ │reglementate prin ├───────────────┼───────────────────┤
│ │ │EU-ETS │ │Reducerea │
│ │ │ │ │consumului de │
│ │ │ │Decarbonare - │energie în sectorul│
│ │ │ │emisiile şi │industrial va │
│ │ │ │absorbţiile GES│contribui la │
│ │ │ │ │reducerea emisiilor│
│ │ │ │ │GES din sector │
│ ├───────────────┼──────────────────┼───────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │Reducerea emisiilor│
│ │ │Dezvoltarea şi │ │GES, prin │
│ │Sectorul │promovarea │Decarbonare - │dezvoltarea şi │
│ │Transporturilor│Mobilităţii │emisiile şi │promovarea │
│ │ │Alternative │absorbţiile GES│metodelor │
│ │ │ │ │alternative de │
│ │ │ │ │mobilitate │
│ ├───────────────┼──────────────────┼───────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │Reducerea emisiilor│
│ │ │ │ │GES, prin │
│ │ │ │ │menţinerea unui │
│ │ │ │ │parc auto cu │
│ │ │ │ │autovehicule (Euro │
│ │ │ │ │6), eficiente sau │
│ │ │ │ │vehicule cu │
│ │Sectorul │Reînnoirea │Decarbonare - │propulsie electrică│
│ │Transporturilor│parcului auto │emisiile şi │sau pe bază de gaz │
│ │ │ │absorbţiile GES│natural (GNC/GNL) │
│ │ │ │ │şi prin │
│ │ │ │ │posibilitatea │
│ │ │ │ │interzicerii │
│ │ │ │ │înmatriculării │
│ │ │ │ │autovehiculelor cu │
│ │ │ │ │norme de poluare │
│ │ │ │ │Euro 3 şi Euro 4 │
├───────────────┼───────────────┼──────────────────┼───────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │Dezvoltarea │
│ │ │ │ │capacităţilor de │
│ │ │ │ │stocare a energiei │
│ │ │ │ │electrice va │
│ │ │ │ │contribui la │
│ │ │ │ │integrarea SRE în │
│ │ │ │ │SEN, având în │
│ │ │ │Decarbonare - │vedere caracterul │
│ │ │ │energia din │intermitent/ │
│ │ │ │surse │variabil al │
│ │ │ │regenerabile │acestora. Specific,│
│ │ │ │ │capacităţile de │
│ │ │ │ │stocare vor │
│ │ │ │ │contribui la │
│ │ │ │ │reducerea │
│ │ │ │ │decalajelor dintre │
│ │ │ │ │cererea şi oferta │
│ │ │ │ │de energie │
│ │ │ │ │electrică │
│ │ │ ├───────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │Măsura va conduce │
│ │ │ │ │la creşterea │
│ │ │ │ │competitivităţii │
│ │ │ │ │pieţei interne de │
│ │ │ │Piaţa internă a│energie. Acest │
│ │ │ │energiei │lucru va avea un │
│ │ │ │ │impact pozitiv │
│ │ │ │ │asupra preţurilor │
│ │ │ │ │energiei către │
│ │ │ │ │clienţii finali │
│ │ │ ├───────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │Măsurile vor │
│ │ │ │ │intensifica │
│ │Flexibilitatea │Încurajarea │ │activităţile de │
│ │sistemului │dezvoltării │ │C-I, pasul │
│ │energetic │capacităţilor de │ │fundamental fiind │
│ │ │stocare a energiei│ │constituit de │
│ │ │ │ │atragerea surselor │
│ │ │ │ │de finanţare de tip│
│ │ │ │ │Horizon pentru │
│ │ │ │ │proiecte privind │
│ │ │ │ │stocarea energiei │
│ │ │ │ │în reţeaua │
│ │ │ │ │electrică sau │
│ │ │ │ │mobilitatea cu │
│ │ │ │ │emisii reduse de │
│ │ │ │ │carbon. Totodată, │
│ │ │ │ │se va urmări │
│ │ │ │ │participarea activă│
│ │ │ │Cercetare, │în cadrul Alianţei │
│ │ │ │inovare şi │Europene pentru │
│ │ │ │competitivitate│Baterii. Pe termen │
│ │ │ │ │scurt, statul Român│
│ │ │ │ │va crea condiţiile │
│ │ │ │ │de reglementare │
│ │ │ │ │pentru scalarea │
│ │ │ │ │proiectelor │
│ │ │ │ │existente pe plan │
│ │ │ │ │local (ex:două │
│ │ │ │ │obiective în zona │
│ │ │ │ │Constanţa), │
│ │ │ │ │realizate cu │
│ │ │ │ │suportul │
│ │ │ │ │operatorilor │
│ │ │ │ │privaţi şi │
│ │ │ │ │includerea acestei │
│ │ │ │ │teme în │
│ │ │ │ │priorităţile │
│ │ │ │ │strategice de │
│ │ │ │ │cercetare-inovare │
│ ├───────────────┼──────────────────┼───────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │Implementarea │
│ │ │ │ │măsurilor de consum│
│ │ │ │ │dispecerizabil │
│ │ │ │ │(Demand Response) │
│ │ │ │ │va contribui la │
│ │ │ │ │integrarea SRE în │
│ │ │ │ │SEN prin reducerea/│
│ │ │ │ │mutarea consumului │
│ │ │ │ │din orele de vârf │
│ │ │ │ │(spre orele │
│ │ │ │Decarbonare - ├───────────────────┤
│ │ │ │energia din │de gol de sarcină),│
│ │ │ │surse │precum şi │
│ │ │ │regenerabile │posibilitatea │
│ │ │ │ │participării │
│ │ │ │ │consumatorului │
│ │ │ │ │final (ca prosumer)│
│ │ │ │ │la piaţa de │
│ │ │ │ │producere a │
│ │ │ │ │energiei electrică,│
│ │ │ │ │elemente importante│
│ │ │Implementarea │ │având în vedere │
│ │Flexibilitatea │măsurilor de │ │caracteristica de │
│ │sistemului │consum │ │intermitenţă a SRE │
│ │energetic │dispecerizabil ├───────────────┼───────────────────┤
│ │ │(Demand Response) │ │Această măsură │
│ │ │ │ │presupune │
│ │ │ │ │implementarea │
│ │ │ │ │preţurilor dinamice│
│ │ │ │ │(creşterea preţului│
│ │ │ │ │simultan cu │
│ │ │ │ │creşterea cererii │
│ │ │ │ │şi viceversa). │
│Securitate │ │ │ │Astfel, │
│energetică │ │ │ │comportamentul │
│*) IMAGINE │ │ │Eficienţă │consumatorului se │
│ │ │ │energetică │va schimba prin │
│ │ │ │ │mutarea consumului │
│ │ │ │ │din orele de vârf │
│ │ │ │ │de sarcină către │
│ │ │ │ │cele de gol şi/sau │
│ │ │ │ │reducerea │
│ │ │ │ │consumului din │
│ │ │ │ │orele de vârf (fără│
│ │ │ │ │creşterea │
│ │ │ │ │concomitentă a │
│ │ │ │ │acestuia în orele │
│ │ │ │ │de gol) │
│ ├───────────────┼──────────────────┼───────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │Implementarea │
│ │ │ │ │măsurilor de consum│
│ │ │ │ │dispecerizabil │
│ │ │ │ │presupune adaptarea│
│ │ │ │ │preţurilor astfel │
│ │ │ │ │încât să determine │
│ │ │ │ │schimbarea │
│ │ │ │ │comportamentului │
│ │ │ │Piaţa internă │consumatorilor din │
│ │ │ │ │orele de vârf de │
│ │ │ │ │sarcină spre orele │
│ │ │ │ │de gol. Acest lucru│
│ │ │ │ │va contribui la │
│ │ │ │ │creşterea │
│ │ │ │ │competitivităţii │
│ │ │ │ │producătorilor de │
│ │ │ │ │energie electrică │
│ ├───────────────┼──────────────────┼───────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │Dezvoltarea noilor │
│ │ │ │ │capacităţi de │
│ │ │ │ │energie solară şi │
│ │ │ │ │micro- hidroenergie│
│ │ │ │ │prevăzute în Planul│
│ │ │ │ │de Decarbonare vor │
│ │ │ │ │contribui la │
│ │ │ │ │atingerea ţintei │
│ │ │ │ │SRE-E şi vor │
│ │ │ │ │asigura │
│ │ │ │ │diversificarea │
│ │ │ │Decarbonare - │surselor de │
│ │ │ │energia din │energie. │
│ │ │ │surse │Suplimentar, prin │
│ │ │ │regenerabile │schimbarea │
│ │ │ │ │centralelor pe │
│ │ │ │ │cărbune pe gaz │
│ │ │ │ │natural │
│ │ │ │ │(combustibil de │
│ │ │ │ │tranziţie) se va │
│ │ │ │ │asigura │
│ │ │ │ │echilibrarea │
│ │ │ │ │sistemului, element│
│ │ │ │ │necesar în │
│ │ │ │ │integrarea SRE în │
│ │ │ │ │SEN │
│ │Adecvanţa │Planul de ├───────────────┼───────────────────┤
│ │sistemului │Decarbonare a CE │ │Noile capacităţi de│
│ │energetic │Oltenia │ │energie solară şi │
│ │ │ │ │energie │
│ │ │ │ │hidroelectrică au │
│ │ │ │ │un impact pozitiv │
│ │ │ │Decarbonare - │important asupra │
│ │ │ │emisiile şi │reducerii emisiilor│
│ │ │ │absorbţiile GES│de GES întrucât │
│ │ │ │ │aceste tehnologii │
│ │ │ │ │nu operează pe baza│
│ │ │ │ │combustibililor │
│ │ │ │ │fosili şi implicit │
│ │ │ │ │nu produc emisii de│
│ │ │ │ │GES │
│ │ │ ├───────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │În cadrul Planului │
│ │ │ │ │de Decarbonare, CE │
│ │ │ │ │Oltenia are în │
│ │ │ │ │vedere ca la │
│ │ │ │ │grupurile │
│ │ │ │ │energetice pe │
│ │ │ │Eficienţă │cărbune care vor │
│ │ │ │energetică │rămâne în │
│ │ │ │ │exploatare până în │
│ │ │ │ │anul 2030 să │
│ │ │ │ │realizeze lucrări │
│ │ │ │ │de îmbunătăţire a │
│ │ │ │ │eficienţei │
│ │ │ │ │energetice. │
│ ├───────────────┼──────────────────┼───────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │Cogenerarea de │
│ │ │ │ │înaltă eficienţă │
│ │ │ │ │reprezintă un mod │
│ │ │ │Eficienţa │de producere a │
│ │ │ │energetică │energiei electrice │
│ │ │ │ │şi termice, ce │
│ │ │ │ │permite reducerea │
│ │Flexibilitatea │Cogenerare de │ │emisiilor poluante │
│ │sistemului │înaltă eficienţă ├───────────────┼───────────────────┤
│ │energetic │ │ │Cogenerarea de │
│ │ │ │ │înaltă eficienţă │
│ │ │ │Decarbonare - │reprezintă un mod │
│ │ │ │emisiile şi │de producere de │
│ │ │ │absorbţiile GES│energie electrică │
│ │ │ │ │şi termică ce │
│ │ │ │ │permite reducerea │
│ │ │ │ │emisiilor poluante │
├───────────────┼───────────────┼──────────────────┼───────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │Creşterea gradului │
│ │ │ │ │de interconectare │
│ │ │ │ │joacă un rol │
│ │ │Dezvoltarea │ │important privind │
│ │Capacităţi de │reţelei electrice │ │securitatea │
│ │interconectare │de transport, │ │aprovizionării cu │
│ │a reţelelor de │atingând astfel un│Securitate │gaz natural şi │
│ │transport de │nivel de │energetică │energie electrică, │
│ │energie │interconectivitate│ │întrucât va │
│ │ │de cel puţin 15,4%│ │facilita │
│ │ │în 2030 │ │schimburile │
│ │ │ │ │transfrontaliere, │
│ │ │ │ │în special în caz │
│ │ │ │ │de urgenţă │
│ ├───────────────┼──────────────────┼───────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │Dezvoltarea │
│ │ │ │ │contoarelor şi │
│ │ │ │ │reţelelor │
│ │ │ │ │inteligente va │
│ │ │ │ │contribui inclusiv │
│ │ │ │ │la o mai mare │
│ │ │ │ │integrare a SRE în │
│ │ │ │ │SEN. Contoarele │
│ │ │ │ │inteligente vor │
│ │ │ │ │avea ca beneficii │
│ │ │ │ │identificarea │
│ │ │ │ │profilelor de │
│ │ │ │ │consum final ale │
│ │ │ │ │utilizatorilor │
│ │ │ │ │finali şi astfel │
│ │ │ │ │creşterea │
│ │ │ │ │predictibilităţii │
│ │ │ │ │vânzărilor de │
│ │ │ │ │energie electrică. │
│ │ │ │ │În plus, │
│ │ │ │ │digitalizarea va │
│ │ │ │ │contribui la │
│ │ │ │ │creşterea SRE prin │
│ │ │ │ │dezvoltarea │
│ │ │ │ │reţelelor │
│ │ │ │Decarbonare - │inteligente, │
│ │ │ │energia din │deoarece acestea │
│ │ │ │surse │permit comunicaţii │
│ │ │ │regenerabile │bidirecţionale; │
│ │ │ │ │spre exemplu, │
│ │ │ │ │energia din surse │
│ │ │ │ │regenerabile ar │
│ │ │ │ │putea fi încurajată│
│ │ │ │ │prin implementarea │
│ │ │ │ │tehnologiilor de │
│ │ │ │ │tip Grid-to-Vehicle│
│ │ │ │ │şi Vehicle-to-Grid │
│ │ │ │ │(dezvoltarea │
│ │ │ │ │electromobilităţii │
│ │ │ │ │- SRE-T). De │
│ │ │ │ │asemenea, │
│ │ │ │ │digitalizarea │
│ │ │ │ │sistemului │
│ │ │ │ │energetic va fi │
│ │ │ │ │esenţială pentru │
│ │ │ │ │funcţionarea în │
│ │ │ │ │condiţii de │
│ │ │ │ │siguranţă a │
│ │ │ │ │contoarelor şi │
│ │ │ │ │reţelelor │
│ │ │ │ │inteligente, │
│ │ │ │ │asigurând protecţia│
│ │ │ │ │împotriva │
│ │ │ │ │atacurilor │
│ │ │ │ │informatice. │
│ │ │ ├───────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │Digitalizarea joacă│
│ │ │ │ │un rol important în│
│ │ │ │ │observarea │
│ │ │ │ │caracteristicilor │
│ │ │ │ │consumatorilor, │
│ │ │ │ │contribuind astfel │
│ │ │ │ │decisiv la │
│ │ │ │ │identificarea şi │
│ │ │ │ │prioritizarea │
│ │ │ │ │nevoilor acestora │
│ │Suport pentru │Digitalizarea │ │de implementare de │
│ │alte dimensiuni│sistemului │Eficienţă │măsuri de eficienţă│
│ │ │energetic românesc│energetică │energetică. De │
│ │ │ │ │asemenea, │
│ │ │ │ │contoarele │
│ │ │ │ │inteligente, │
│ │ │ │ │componentă a │
│ │ │ │ │digitalizării, │
│ │ │ │ │conduce la │
│ │ │ │ │reducerea │
│ │ │ │ │consumului final │
│ │ │ │ │(prin diminuarea │
│ │ │ │ │pierderilor │
│ │ │ │ │comerciale de │
│ │ │ │ │reţea) │
│ │ │ ├───────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │Digitalizarea │
│ │ │ │ │sistemului │
│ │ │ │ │energetic românesc │
│ │ │ │ │va contribui la │
│ │ │ │ │funcţionarea în │
│ │ │ │ │condiţii de │
│ │ │ │ │siguranţă a │
│ │ │ │ │acestuia, prin │
│ │ │ │ │îmbunătăţirea │
│ │ │ │ │capacităţii de │
│ │ │ │ │răspuns la │
│ │ │ │ │atacurile │
│ │ │ │ │cibernetice şi │
│ │ │ │ │intensificarea │
│ │ │ │Securitate │eforturilor în │
│ │ │ │energetică │acest sens. Statul │
│ │ │ │ │român va susţine │
│ │ │ │ │iniţiativele │
│ │ │ │ │specifice din │
│ │ │ │ │Planul de │
│ │ │ │ │Dezvoltare a RET │
│ │ │ │ │privind │
│ │ │ │ │standardizarea │
│ │ │ │ │protocoalelor de │
│ │ │ │ │comunicaţii cu │
│ │ │ │ │operatorii de reţea│
│ │ │ │ │şi intensificarea │
│ │ │ │ │eforturilor de │
│ │ │ │ │prevenire a │
│ │ │ │ │atacurilor │
│ │ │ │ │cibernetice. │
│ │ │ ├───────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │De asemenea, vor fi│
│ │ │ │ │încurajate │
│ │ │ │ │parteneriatele de │
│ │ │ │ │colaborare între │
│ │ │ │ │centrele │
│ │ │ │ │specializate pentru│
│ │ │ │ │securitate │
│ │ │ │ │cibernetică (spre │
│ │ │ │ │exemplu, CERT-RO) │
│ │ │ │Cercetare, │cu operatorii │
│ │ │ │inovare şi │privaţi din │
│ │ │ │competitivitate│domeniul energiei │
│ │ │ │ │şi suport pentru │
│ │ │ │ │proiectele privind │
│ │ │ │ │noi centre de │
│ │ │ │ │testare pentru │
│ │ │ │ │echipamentele de │
│ │ │ │ │control industrial │
│ │ │ │ │din punct de vedere│
│ │ │ │ │al securităţii │
│ │ │ │ │cibernetice. │
│ ├───────────────┼──────────────────┼───────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │Liberalizarea │
│ │ │ │ │pieţei şi │
│ │ │ │ │dezvoltarea unui │
│ │ │Implementarea unui│ │cadru legislativ │
│ │ │calendar de │ │favorabil │
│ │ │de-reglementare a │ │investiţiilor poate│
│ │ │pieţei de energie │ │contribui la │
│ │Liberalizarea │electrică şi gaze │Securitate │asigurarea │
│ │pieţelor de │naturale ce │energetică │securităţii │
│ │energie │presupune │ │energetice, │
│ │ │liberalizarea │ │deoarece va permite│
│ │ │completă a │ │dezvoltarea unor │
│ │ │pieţelor începând │ │noi capacităţi, │
│Piaţa internă a│ │cu 2020/2021 │ │sporind de asemenea│
│energiei │ │ │ │şi flexibilitatea │
│*) IMAGINE │ │ │ │sistemului │
│ │ │ │ │energetic naţional │
│ ├───────────────┼──────────────────┼───────────────┼───────────────────┤
│ │ │Integrarea │ │Integrarea pieţelor│
│ │ │pieţelor de │ │de energie │
│ │ │energie româneşti │ │româneşti în piaţa │
│ │ │în piaţa unică │ │unică europeană va │
│ │Integrarea │europeană a │ │avea un impact │
│ │pieţei interne │energiei (ex: │Securitate │pozitiv asupra │
│ │de energie la │cuplare unică a │energetică │flexibilităţii │
│ │nivel regional │pieţelor pentru │ │sistemului naţional│
│ │ │ziua următoare şi │ │de energie, prin │
│ │ │intra-zilnice de │ │asigurarea │
│ │ │energie electrică)│ │adecvanţei │
│ │ │ │ │sistemului │
│ ├───────────────┼──────────────────┼───────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │Măsuri de eficienţă│
│ │ │Reglementarea şi │ │energetică dedicate│
│ │ │definirea │ │consumatorilor │
│ │Consumator │consumatorului │Eficienţă │vulnerabili, cu │
│ │vulnerabil │vulnerabil, precum│energetică │scopul reducerii │
│ │ │şi modalitatea de │ │consumului final, │
│ │ │finanţare a │ │cu efect pozitiv │
│ │ │acestuia │ │asupra costurilor │
│ │ │ │ │cu energia │
│ ├───────────────┼──────────────────┼───────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │Scopul mecanismului│
│ │ │ │ │este de a asigura │
│ │ │ │ │capacităţi de │
│ │ │ │ │producere │
│ │ │ │ │suplimentară, pe │
│ │ │ │ │lângă capacităţile │
│ │ │ │ │active pe piaţa │
│ │ │ │ │energiei electrice,│
│ │ │ │ │necesare pentru │
│ │ │ │ │menţinerea │
│ │ │ │ │echilibrului dintre│
│ │ │ │ │generarea şi │
│ │ │ │ │consumul de energie│
│ │ │ │ │electrică în │
│ │ │ │ │situaţii │
│ │ │Implementarea unui│ │extraordinare, │
│ │Sprijin pentru │mecanism de │Securitate │imprevizibile, │
│ │alte dimensiuni│capacitate │energetică │având în vedere │
│ │ │ │ │caracteristicile │
│ │ │ │ │pieţei de energie │
│ │ │ │ │din România. │
│ │ │ │ │Astfel, mecanismul │
│ │ │ │ │de capacitate │
│ │ │ │ │intervine pentru │
│ │ │ │ │garantarea │
│ │ │ │ │siguranţei în │
│ │ │ │ │alimentare, atunci │
│ │ │ │ │când nu există │
│ │ │ │ │ofertă suficientă │
│ │ │ │ │pe piaţa de energie│
│ │ │ │ │electrică, pentru a│
│ │ │ │ │permite un │
│ │ │ │ │echilibru între │
│ │ │ │ │ofertă şi cerere │
│ ├───────────────┼──────────────────┼───────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │Implementarea │
│ │ │ │ │prevederilor │
│ │ │ │ │pachetului │
│ │ │ │ │legislativ "Energie│
│ │ │ │ │Curată pentru Toţi │
│ │ │ │ │Europenii" va avea │
│ │ │ │ │ca efect promovarea│
│ │ │ │Decarbonare - │utilizării energiei│
│ │ │ │energia din │din surse │
│ │ │ │surse │regenerabile, │
│ │ │ │regenerabile │întrucât acestea │
│ │ │Adaptarea │ │presupun adaptarea │
│ │ │mecanismelor/ │ │condiţiilor de │
│ │ │regulilor │ │piaţă pentru │
│ │ │aplicabile pieţei │ │facilitarea │
│ │ │de energie │ │integrării energiei│
│ │Sprijin pentru │electrică în acord│ │din surse │
│ │alte dimensiuni│cu prevederile │ │regenerabile în SEN│
│ │ │pachetului ├───────────────┼───────────────────┤
│ │ │legislativ │ │Prevederile │
│ │ │"Energie Curată │ │pachetului │
│ │ │pentru Toţi │ │legislativ "Energie│
│ │ │Europenii" │ │Curată pentru Toţi │
│ │ │ │ │Europenii" vizează │
│ │ │ │ │adaptarea │
│ │ │ │Securitate │condiţiilor de │
│ │ │ │energetică │piaţă astfel încât │
│ │ │ │ │acestea să asigure │
│ │ │ │ │aprovizionarea cu │
│ │ │ │ │energie electrică │
│ │ │ │ │(de exemplu, prin │
│ │ │ │ │integrarea │
│ │ │ │ │capacităţilor SRE │
│ │ │ │ │în SEN) │
│ ├───────────────┼──────────────────┼───────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │Implementarea │
│ │ │ │ │mecanismului │
│ │ │ │ │"Contracte pentru │
│ │ │ │ │Diferenţă" va oferi│
│ │ │ │Decarbonare - │sprijin în │
│ │ │ │energia din │atingerea ţintelor │
│ │ │ │surse │SRE pentru anul │
│ │ │ │regenerabile │2030, prin aducerea│
│ │ │ │ │unei siguranţe şi │
│ │ │ │ │stabilităţi a │
│ │ │ │ │veniturilor │
│ │ │ │ │producătorilor │
│ │ │ ├───────────────┼───────────────────┤
│ │ │Elaborarea unui │ │Mecanism de │
│ │Sprijin pentru │mecanism de │ │stimulare a │
│ │alte dimensiuni│sprijin de tipul │ │investiţiilor cu │
│ │ │Contracte pentru │ │scopul de a │
│ │ │Diferenţă (CfD) │ │facilita │
│ │ │ │ │dezvoltarea de noi │
│ │ │ │ │capacităţi de │
│ │ │ │ │producţie de │
│ │ │ │Securitate │energie electrică │
│ │ │ │energetică │cu emisii reduse de│
│ │ │ │ │carbon (ex: │
│ │ │ │ │nuclear, RES etc.),│
│ │ │ │ │asigurându-se │
│ │ │ │ │astfel │
│ │ │ │ │diversificarea │
│ │ │ │ │surselor de energie│
│ │ │ │ │şi flexibilitatea │
│ │ │ │ │sistemului naţional│
│ ├───────────────┼──────────────────┼───────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │Permiterea │
│ │ │ │ │încheierii │
│ │ │ │ │contractelor pe │
│ │ │ │ │termen lung între │
│ │ │ │ │dezvoltatorii de │
│ │ │ │ │proiecte/ │
│ │ │ │ │producătorii de │
│ │ │ │ │energie electrică │
│ │ │ │ │şi consumatori. │
│ │ │ │ │Acest tip de │
│ │ │ │ │contract contribuie│
│ │ │ │ │la creşterea │
│ │ │ │ │utilizării energiei│
│ │ │ │ │din surse │
│ │ │Permiterea │ │regenerabile, prin │
│ │ │încheierii │ │prisma faptului că │
│ │ │contractelor de │ │oferă │
│ │ │vânzare a energiei│Decarbonare - │dezvoltatorilor/ │
│ │Sprijin pentru │electrice pe │energia din │producătorilor de │
│ │alte dimensiuni│termen lung cu │surse │energie │
│ │ │clienţi (PPA) în │regenerabile │regenerabilă │
│ │ │afara pieţelor │ │siguranţa │
│ │ │centralizate │ │recuperării │
│ │ │ │ │investiţiilor. De │
│ │ │ │ │asemenea, îi oferă │
│ │ │ │ │consumatorului │
│ │ │ │ │oportunitatea de │
│ │ │ │ │a-şi negocia │
│ │ │ │ │contractul direct │
│ │ │ │ │cu producătorul de │
│ │ │ │ │energie, fiind │
│ │ │ │ │totodată │
│ │ │ │ │independent şi │
│ │ │ │ │asigurat împotriva │
│ │ │ │ │fluctuaţiilor │
│ │ │ │ │preţului de energie│
│ │ │ │ │în situaţii de │
│ │ │ │ │cerere ridicată │
├───────────────┼───────────────┼──────────────────┼───────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │În ceea ce priveşte│
│ │ │ │ │reducerea emisiilor│
│ │ │ │ │GES, adoptarea de │
│ │ │ │ │tehnologii avansate│
│ │ │ │ │poate contribui │
│ │ │ │ │prin implementarea │
│ │ │ │ │soluţiilor pentru │
│ │ │ │ │captarea │
│ │ │ │ │carbonului, │
│ │ │ │ │dezvoltarea de │
│ │ │ │ │capacităţi de │
│ │ │ │ │producţie a │
│ │ │ │ │energiei fără │
│ │ │ │ │emisii, noi │
│ │ │ │ │capacităţi de │
│ │ │ │ │stocare. De │
│ │ │ │ │asemenea, se va │
│ │ │ │ │facilita │
│ │ │ │ │implementarea │
│ │ │ │ │proiectelor pilot │
│ │ │ │ │şi demonstrative │
│ │ │ │ │pentru promovarea │
│ │ │ │ │utilizării │
│ │ │ │Decarbonare - │hidrogenului în │
│ │ │ │emisiile şi │producerea energiei│
│ │ │ │absorbţiile GES│electrice şi în │
│ │ │ │ │sectorul │
│ │ │ │ │industrial. Pilonul│
│ │ │ │ │de │
│ │ │ │ │cercetare-inovare │
│ │ │ │ │va accelera crearea│
│ │ │ │ │acestor condiţii, │
│ │ │ │ │prin majorarea şi │
│ │ │ │ │diversificarea │
│ │ │ │ │surselor de │
│ │ │ │ │finanţare, │
│ │ │ │ │consolidarea unui │
│ │ │ │ │cadru legal dedicat│
│ │ │ │ │activităţilor de │
│ │ │ │ │cercetare-inovare, │
│ │ │ │ │intensificarea │
│ │ │ │ │proiectelor de │
│ │ │ │ │cercetare- inovare │
│ │ │ │ │din cadrul │
│ │ │ │ │companiilor de stat│
│ │ │ │ │şi dezvoltarea │
│ │ │ │ │resurselor │
│ │ │ │ │educaţionale pe │
│ │ │ │ │toate nivelurile. │
│ │ │ ├───────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │Adoptarea │
│ │ │ │ │tehnologiilor │
│ │ │ │ │avansate va │
│ │ │ │ │contribui la │
│ │ │ │ │atingerea ţintei │
│ │ │ │ │SRE prin: │
│ │ │ │ │dezvoltarea │
│ │ │ │ │centralelor │
│ │ │ │ │electrice solare şi│
│ │ │ │ │eoliene, │
│ │ │ │ │dezvoltarea │
│ │ │ │ │capacităţilor de │
│ │ │ │ │stocare şi │
│ │ │ │ │digitalizarea │
│ │ │ │ │sistemului │
│ │ │ │ │energetic. - │
│ │ │ │ │Dezvoltarea │
│ │ │ │ │centralelor │
│ │ │ │ │electrice solare - │
│ │ │ │ │susţinerea noilor │
│ │ │ │ │iniţiative de │
│ │ │ │ │cercetare (spre │
│ │ │Adoptarea de │ │exemplu, proiecte │
│ │Sprijin pentru │tehnologii │ │tip start-up pentru│
│ │alte dimensiuni│avansate în │ │creşterea │
│ │ │sectorul energetic│ │randamentului │
│ │ │ │ │captării energiei │
│ │ │ │ │solare în panouri │
│Cercetare, │ │ │ │de tip termopan), │
│inovare şi │ │ │ │precum şi acordarea│
│competitivitate│ │ │Decarbonare - │sprijinului pentru │
│*) IMAGINE │ │ │energia din │comercializarea şi │
│ │ │ │surse │scalarea │
│ │ │ │regenerabile │prototipurilor cu │
│ │ │ │ │potenţial - │
│ │ │ │ │Dezvoltarea │
│ │ │ │ │capacităţilor de │
│ │ │ │ │stocare, conform │
│ │ │ │ │elementelor │
│ │ │ │ │descrise la │
│ │ │ │ │paragraful │
│ │ │ │ │aplicabil pentru │
│ │ │ │ │securitate │
│ │ │ │ │energetică, va │
│ │ │ │ │conduce la │
│ │ │ │ │beneficii │
│ │ │ │ │suplimentare pentru│
│ │ │ │ │scalarea soluţiilor│
│ │ │ │ │SRE la nivelul │
│ │ │ │ │sistemului │
│ │ │ │ │energetic, │
│ │ │ │ │amplificând astfel │
│ │ │ │ │fenomenul de │
│ │ │ │ │decarbonare - │
│ │ │ │ │Digitalizarea │
│ │ │ │ │sistemului │
│ │ │ │ │energetic, prin │
│ │ │ │ │realizarea │
│ │ │ │ │proiectelor de tip │
│ │ │ │ │Smart Grid şi │
│ │ │ │ │susţinerea │
│ │ │ │ │iniţiativelor │
│ │ │ │ │Transelectrica/ │
│ │ │ │ │operatorilor de │
│ │ │ │ │distribuţie │
│ │ │ ├───────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │Pentru maximizarea │
│ │ │ │ │efectelor, │
│ │ │ │ │implementarea │
│ │ │ │ │soluţiilor de │
│ │ │ │ │stocare va fi │
│ │ │ │Eficienţă │complementată de │
│ │ │ │energetică │scalarea │
│ │ │ │ │contoarelor │
│ │ │ │ │inteligente, │
│ │ │ │ │contribuind astfel │
│ │ │ │ │la optimizarea │
│ │ │ │ │consumului de │
│ │ │ │ │energie │
│ │ │ ├───────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │Sprijinirea │
│ │ │ │ │iniţiativelor de │
│ │ │ │ │Cercetare-Inovare, │
│ │ │ │ │precum şi adoptarea│
│ │ │ │ │graduală a │
│ │ │ │ │tehnologiilor cu │
│ │ │ │ │funcţionalitate şi │
│ │ │ │ │beneficii dovedite │
│ │ │ │Piaţa internă │din zone precum │
│ │ │ │ │Internet of Things,│
│ │ │ │ │stocare │
│ │ │ │ │descentralizată, │
│ │ │ │ │blockchain şi │
│ │ │ │ │aplicaţii │
│ │ │ │ │inteligente, prin │
│ │ │ │ │intensificarea │
│ │ │ │ │parteneriatelor │
│ │ │ │ │public-privat │
│ ├───────────────┼──────────────────┼───────────────┼───────────────────┤
│ │ │ │ │Cercetarea │
│ │ │Stimularea │ │ştiinţifică în │
│ │ │investiţiilor în │ │domeniul SRE şi │
│ │ │dezvoltarea │Decarbonare - │încurajarea │
│ │Sprijin pentru │industriei │energia din │investiţiilor în │
│ │alte dimensiuni│producătoare de │surse │dezvoltarea acestor│
│ │ │echipamente pentru│regenerabile │soluţii vor │
│ │ │SRE şi │ │contribui la │
│ │ │electromobilitate │ │îndeplinirea ţintei│
│ │ │ │ │propuse pentru 2030│
│ │ │ │ │în acest sens │
└───────────────┴───────────────┴──────────────────┴───────────────┴───────────────────┘
*) (a se vedea imaginea asociată) Sursă: Analiză Deloitte pe baza informaţiilor transmise de Grupul de Lucru Interinstituţional PNIESC 1.2. Prezentare generală a situaţiei actuale cu privire la politicile în vigoare i. Sistemul energetic al Uniunii Europene şi al României şi contextul politicilor cuprinse în planul naţional "Uniunea Energetică" constituie una din cele zece priorităţi ale actualei Comisii; acest obiectiv a fost şi este susţinut cu consecvenţă încă de la publicarea Strategiei-cadru pentru o uniune energetică^1, prin elaborarea de către Comisie a propunerilor de respectare a principiului priorităţii eficienţei energetice, de susţinere a poziţiei de lider mondial al UE în domeniul energiei din surse regenerabile şi al acţiunii climatice şi de furnizare a unei soluţii echitabile pentru consumatorii de energie.^2 ^1 "O strategie-cadru pentru o uniune energetică rezilientă cu o politică prospectivă în domeniul schimbărilor climatice" [COM(2015) 80]. ^2 Comunicare a Comisiei către Parlamentul European, Consiliu, Comitetul Economic şi Social European, Comitetul Regiunilor şi Banca Europeana de Investiţii, Bruxelles, 23.11.2017, [COM(2017) 688 final] Uniunea energetică este privită ca un element esenţial dintr-un angrenaj complex de iniţiative emblematice, cum ar fi piaţa unică digitală, Uniunea pieţelor de capital şi Planul de investiţii pentru Europa^3. ^3 Comunicare a Comisiei către Parlamentul European, Consiliu, Comitetul Social şi Economic European, Comitetul Regiunilor şi Banca Europeană de Investiţii, "Energie curata pentru toţi europenii", Bruxelles, 30.11.2016, [COM(2016) 860] Figura 2 - Modernizarea Economiei - Rolul Uniunii Energetice şi măsurile de combatere a schimbărilor climatice (a se vedea imaginea asociată) Sursă: Comunicare a Comisiei către Parlamentul European, Consiliu, Comitetul Social şi Economic European, Comitetul Regiunilor şi Banca Europeană de Investiţii, "Energie curată pentru toţi europenii", Bruxelles, 30.11.2016, [COM(2016) 860] În acest context, dincolo de cele 3 obiective enunţate în Pachetul "Energie curată pentru toţi europenii" (Plasarea eficienţei energetice pe primul loc, Atingerea poziţiei de lider mondial în domeniul energiei din surse regenerabile şi Asigurarea de condiţii echitabile pentru consumatori), UE îşi propune stabilirea cadrului de reglementare pentru perioada de după 2020 şi facilitarea tranziţiei către o energie curată printr-un set de politici specifice, de aplicare a reglementărilor UE, utilizarea finanţării UE şi încurajarea parteneriatelor cu părţile interesate din societatea civilă, la nivel local şi regional. Oraşele, regiunile, companiile, partenerii sociali şi alte părţi interesate sunt chemate să se implice în mod activ în discuţiile privind tranziţia energetică în general; în particular, în contextul planurilor energetice şi climatice naţionale integrate să vină cu soluţii adecvate necesităţilor locale.^4 ^4 Comunicare a Comisiei către Parlamentul European, Consiliu, Comitetul Social şi Economic European, Comitetul Regiunilor şi Banca Europeană de Investiţii, "Energie curata pentru toţi europenii", Bruxelles, 30.11.2016, [COM(2016) 860] Sistemul energetic naţional (energie electrică şi gaze naturale) Sectorul energiei electrice din România cuprinde următoarele activităţi principale: ● De producere a energiei electrice în centrale electrice, inclusiv în centrale electrice de cogenerare; ● De transport şi distribuţie a energiei electrice prin linii de tensiune până la consumatorii finali; ● De vânzare şi cumpărare a energiei electrice (pe pieţele angro şi către consumatorii finali, inclusiv activităţile de import - export). O caracteristică a sectorului de producere a energiei electrice este existenţa companiilor monocombustibil, în cadrul cărora generarea de energie electrică se face pe baza unui singur tip de resursă primară, companiile de producere având costuri diferite de producţie şi cote de piaţă relativ echilibrate, iar preţul stabilit pe baza cererii şi ofertei având o puternică influenţă dată de preţul marginal (al producătorului cu costul cel mai mare, respectiv al producătorului pe bază de cărbune). Producerea şi comercializarea/furnizarea energiei electrice se efectuează în regim concurenţial, în timp ce transportul şi distribuţia - în regim reglementat. Segmentul concurenţial presupune tranzacţionarea în mod transparent şi nediscriminatoriu (conform prevederilor Legii energiei electrice şi a gazelor naturale nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare), unde preţurile se formează liber pe baza cererii şi ofertei; pe aceste pieţe ANRE are rolul de a elabora reguli generale de funcţionare. Segmentul reglementat presupune intervenţia ANRE în stabilirea preţurilor/tarifelor. Adiţional, piaţa de energie electrică mai cuprinde şi alte activităţi/servicii secundare, cum ar fi: ● Servicii de sistem; ● Alocarea capacităţilor de interconexiune transfrontalieră; ● Activităţi de comercializare a certificatelor verzi; ● Activităţi de comercializare a certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră etc. Toate activităţile din cadrul pieţei de energie electrică (producere, transport şi distribuţie) se desfăşoară pe baza licenţelor acordate de ANRE. Pe piaţa de energie electrică există următorii participanţi şi structuri operaţionale asociate: ● Producători de energie electrică; ● Un operator de transport şi sistem (Transelectrica); ● Un operator al pieţei de energie electrică (OPCOM); ● Operatori de distribuţie; ● Furnizori; ● Traderi; ● Clienţi finali. În ceea ce priveşte sectorul gazelor naturale, în ultimii 20 de ani, ca urmare a tranziţiei României spre o economie de piaţă, şi ulterior a integrării României în Uniunea Europeană, urmată implicit de transpunerea legislaţiei europene în cea românească, sectorul gazelor naturale din România a fost supus unui amplu proces de restructurare şi liberalizare, proces care nu s-a încheiat încă şi care a urmărit în principal următoarele direcţii: ● Separarea activităţilor de producţie, înmagazinare, transport, distribuţie şi furnizare de gaze naturale; ● Reglementarea accesului nediscriminatoriu al companiilor terţe la sistemul de transport; ● Interconectarea sistemului naţional de transport cu sistemele ţărilor învecinate; ● Liberalizarea treptată a preţurilor reglementate, atât la consumatorii non- casnici cât şi la cei casnici. Piaţa gazelor naturale este caracterizată ca având un grad de concentrare destul de ridicat cu principalii doi mari producători, OMV Petrom şi SNGN Romgaz, companii ce deţin împreună o cotă de piaţă de peste 90% din producţia de gaze naturale de pe teritoriul României pe piaţa liberă. În ceea ce priveşte cotele de piaţă ale principalilor furnizori, situaţia este puţin diferenţiată între piaţa liberă şi piaţa reglementată, cu un grad de concentrare mai mare pe piaţa reglementată. Pe piaţa liberă principalii jucători în 2017 au fost OMV Petrom, Romgaz, Engie România şi E.ON Gaz Furnizare ce însumează peste 70% din cota de piaţă, în timp ce pe piaţa reglementată principalii furnizori interni de gaze naturale sunt Engie România şi E.ON Gaz Furnizare, cu o cota de piaţă însumată de peste 90% la finalul anului 2017. De asemenea, pe piaţa din România există un operator al Sistemului Naţional de Transport al Gazelor Naturale - SNTGN Transgaz SA ce asigură transportul gazului natural, atât la nivel naţional, cât şi internaţional, reţeaua fiind interconectată cu Ungaria, Bulgaria, Republica Moldova şi Ucraina. Sistemul Naţional de Transport al Gazelor Naturale este un sistem radial-inelar interconectat cu punctele de plecare în zona zăcămintelor din Transilvania, Oltenia şi Muntenia Est şi ca destinaţie zona Bucureşti - Ploieşti, Moldova, Oltenia şi Transilvania centrală şi de nord. La 31.12.2018, sistemul avea peste 13.350 km de conducte magistrale de transport, din care aproximativ 370 km conducte de transport internaţional, peste 1.100 staţii de reglare măsurare, 3 staţii de comprimare gaze naturale cu putere instalată de cca 28,94 MW (planul de dezvoltare PDSNT 2019 - 2028 aprobat ANRE). ii. Politicile şi măsurile actuale privind energia şi clima referitoare la cele cinci dimensiuni ale Uniunii Energetice Actualele politici privind energia şi clima sunt iniţiate şi fundamentate pe pachetul "Energie- Schimbări Climatice-2020" care a constituit la acel moment un prim salt ambiţios pentru reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră, îmbunătăţirea eficienţei energetice şi creşterea ponderii de energie din surse regenerabile (obiectivele 20-20-20). Mai precis, UE şi-a propus la acel moment o scădere de 20% a emisiilor de gaze cu efect de seră, iar energia produsă să provină din surse regenerabile şi eficienţă energetică să crească cu 20%. Această directivă a stat la baza reformării sistemului UE de comercializare a certificatelor de emisii, a determinat setarea de obiective naţionale pentru emisiile nereglementate de EU ETS şi de obiective naţionale privind energia regenerabilă, instituirea unui cadru juridic pentru captarea şi stocarea dioxidului de carbon şi directiva pentru eficienţă energetică. Nu în ultimul rând, la acel moment a fost afirmată dorinţa de îmbunătăţire a securităţii energetice şi a dependenţei de importuri; crearea de noi locuri de muncă, cuplată cu creşterea competitivităţii Europei au fost de asemenea aşteptări legitime ale UE. Tabelul de mai jos prezintă politicile şi măsurile actuale privind energia şi clima referitoare la cele cinci dimensiuni ale României: Tabel 2 - Tabel politici şi măsuri actuale în România privind energia şi clima referitoare la cele cinci dimensiuni ale Uniunii Energetice
┌───────────────┬──────────────────────┐
│Dimensiune/ │Politici/Măsuri │
│Pilon │ │
├───────────────┼──────────────────────┤
│ │Reducerea emisiilor │
│ │GES: │
│ │● Programul de │
│ │stimulare a înnoirii │
│ │Parcului auto │
│ │naţional; │
│ │● Programul Rabla Plus│
│ │care oferă │
│ │doritorilor, inclusiv │
│ │persoanelor juridice, │
│ │posibilitatea │
│ │achiziţionării de │
│ │autoturisme electrice,│
│ │beneficiind de o │
│ │subvenţie de până la │
│ │45 mii lei pentru │
│ │fiecare autoturism. │
│ │Totodată, se oferă o │
│ │subvenţie de până la │
│ │20 mii lei pentru │
│ │achiziţionarea unui │
│ │autovehicul nou │
│ │electric hibrid cu │
│ │sursă de alimentare │
│ │externă, care │
│ │generează o cantitate │
│ │de emisii de CO2 mai │
│ │mică de 50 g/km; │
│ │● Programul privind │
│ │instalarea sistemelor │
│ │de încălzire care │
│ │utilizează energie │
│ │regenerabilă, inclusiv│
│ │înlocuirea sau │
│ │completarea sistemelor│
│ │clasice de încălzire │
│ │CASA VERDE pentru │
│ │persoane fizice şi │
│ │juridice; │
│ │● Programul naţional │
│ │de îmbunătăţire a │
│ │calităţii mediului │
│ │prin realizarea de │
│ │spaţii verzi în │
│ │localităţi; │
│ │● Programul privind │
│ │producerea energiei │
│ │din surse │
│ │regenerabile: eoliană,│
│ │geotermală, solară, │
│ │biomasă, hidro; │
│ │● Programul privind │
│ │reducerea impactului │
│ │asupra atmosferei, │
│ │inclusiv monitorizarea│
│ │calităţii aerului; │
│ │● Programul de │
│ │realizare a pistelor │
│ │pentru biciclişti. │
│ ├──────────────────────┤
│ │Surse regenerabile de │
│ │energie: │
│ │Principalele măsuri │
│ │luate la nivel │
│ │naţional^5, până la │
│ │momentul actual, │
│ │pentru a promova │
│ │creşterea cantităţii │
│ │de energie din surse │
│ │regenerabile ţinând │
│ │seama de traiectoria │
│ │orientativă pentru │
│ │atingerea obiectivelor│
│ │în materie de SRE se │
│ │regăsesc în │
│ │următoarele acte │
│ │normative (cu │
│ │modificările şi │
│ │completările │
│ │ulterioare): │
│ │● Sistemul de │
│ │promovare a producerii│
│ │energiei din surse │
│ │regenerabile de │
│ │energie prin │
│ │certificate verzi │
│ │(acreditarea a fost │
│ │permisă până la │
│ │sfârşitul anului 2016,│
│ │valabilitatea schemei │
│ │de sprijin pentru │
│ │operatorii acreditaţi │
│ │expiră în 2032); │
│ │● Dezvoltarea │
│ │reţelelor electrice de│
│ │transport şi │
│Decarbonare │distribuţie pentru │
│ │asigurarea evacuării │
│ │energiei electrice │
│ │produse de centralele │
│ │electrice utilizând │
│ │SRE (Planul de │
│ │Perspectivă al RET şi │
│ │RED perioada 2018- │
│ │2027); │
│ │● Actualizarea │
│ │Programului │
│ │Operaţional Sectorial │
│ │Creşterea │
│ │Competitivităţii │
│ │Economice, Axa 4 │
│ │Creşterea eficienţei │
│ │energetice şi │
│ │siguranţei în │
│ │aprovizionare în │
│ │contextul combaterii │
│ │schimbărilor │
│ │climatice; │
│ │● Programul │
│ │Operaţional │
│ │Infrastructură Mare │
│ │(POIM), Axa prioritară│
│ │6 - Promovarea │
│ │energiei curate şi │
│ │eficienţei energetice │
│ │în vederea susţinerii │
│ │unei economii cu │
│ │emisii scăzute de │
│ │carbon. Obiectiv │
│ │specific 6.1 Creşterea│
│ │producţiei de energie │
│ │din resurse │
│ │regenerabile mai puţin│
│ │exploatate (biomasă, │
│ │biogaz, geotermal); │
│ │● Programul │
│ │Operaţional Regional │
│ │(POR) Axa prioritară 3│
│ │Sprijinirea tranziţiei│
│ │către o economie cu │
│ │emisii reduse de │
│ │carbon (Fondul │
│ │Naţional de Mediu); │
│ │● Introducerea pe │
│ │piaţă numai a │
│ │biocarburanţilor şi a │
│ │biolichidelor produse │
│ │din materii prime care│
│ │îndeplinesc criteriile│
│ │de durabilitate │
│ │definite şi │
│ │obligativitatea │
│ │verificării │
│ │respectării acestor │
│ │criterii; │
│ │● Stabilirea │
│ │conţinutului de │
│ │biocarburanţi pentru │
│ │benzina şi motorina │
│ │introduse pe piaţă; │
│ │● Certificarea │
│ │respectării │
│ │criteriilor de │
│ │durabilitate a │
│ │biocarburanţilor şi │
│ │biolichidelor, scheme │
│ │voluntare recunoscute │
│ │de Comisia Europeană │
│ │pentru demonstrarea │
│ │conformităţii cu │
│ │criteriile de │
│ │durabilitate în │
│ │temeiul Directivei │
│ │2009/28/CE (ordinul │
│ │actualului Minister al│
│ │Economiei, Energiei şi│
│ │Mediului de Afaceri │
│ │nr.136/2012); │
│ │● Legea nr. 184/2018 │
│ │pentru aprobarea │
│ │Ordonanţei de urgenţă │
│ │a Guvernului nr. 24/ │
│ │2017 privind │
│ │modificarea şi │
│ │completarea Legii nr. │
│ │220/2008 pentru │
│ │stabilirea sistemului │
│ │de promovare a │
│ │producerii energiei │
│ │din surse regenerabile│
│ │de energie şi pentru │
│ │modificarea unor acte │
│ │normative. │
├───────────────┼──────────────────────┤
│ │Potrivit PNAEE, │
│ │politicile şi măsurile│
│ │actuale se reflectă │
│ │prin implementarea │
│ │celor 11 Programe │
│ │naţionale de eficienţă│
│ │energetică, astfel: │
│ │● P0 Dezvoltarea │
│ │serviciilor │
│ │energetice; │
│ │● P1 Planul Naţional │
│ │de Investiţii; │
│ │● P2 Creşterea │
│ │eficienţei energetice │
│ │în reţele; │
│ │● P3 Promovarea │
│ │cogenerării de înaltă │
│ │eficienţă (prin schema│
│ │de sprijin pentru │
│ │promovarea cogenerării│
│ │de înaltă eficienţă, │
│ │ce a fost instituită │
│ │în România prin HG nr.│
│ │219/2007 privind │
│ │promovarea cogenerării│
│ │bazate pe energia │
│ │termică utilă); │
│ │● P4 Programul │
│ │multianual de │
│ │finanţare a │
│ │investiţiilor pentru │
│ │modernizarea, │
│ │reabilitarea şi │
│ │extinderea sau │
│ │înfiinţarea sistemelor│
│ │de alimentare │
│ │centralizată cu │
│ │energie termică a │
│ │localităţilor, │
│ │implementat în │
│ │perioada 2019-2027 │
│ │prin actualizarea │
│ │Programului │
│ │Termoficare 2006 - │
│ │2020 căldură şi │
│ │confort; │
│ │● P5 Eficienţa │
│ │energetică în │
│ │industria din sectorul│
│ │ETS; │
│ │● P6 Audit energetic │
│ │şi management │
│ │energetic; │
│ │● P7 Eficienţa │
│Eficienţă │energetică în sectorul│
│Energetică │rezidenţial (prin │
│ │lucrări de reabilitare│
│ │termică a anvelopei şi│
│ │a sistemului de │
│ │încălzire); │
│ │● P8 Eficienţa │
│ │energetică în clădiri │
│ │guvernamentale şi │
│ │servicii publice prin │
│ │termoizolarea parţială│
│ │a unor elemente ale │
│ │anvelopei clădirii, │
│ │înlocuirea tâmplăriei │
│ │exterioare cu │
│ │tâmplărie eficientă │
│ │energetic şi prin │
│ │lucrări complexe de │
│ │creştere a │
│ │performanţei │
│ │energetice (renovări │
│ │aprofundate); │
│ │● P9 Eficienţa │
│ │energetică în sectorul│
│ │Servicii, prin │
│ │reabilitarea termică a│
│ │clădirilor (birouri, │
│ │spaţii comerciale), │
│ │achiziţia de │
│ │echipamente şi aparate│
│ │electrice de înaltă │
│ │eficienţă; │
│ │● P9 Eficienţa │
│ │energetică în sectorul│
│ │servicii prin │
│ │reabilitarea termică a│
│ │clădirilor (birouri, │
│ │spaţii comerciale), │
│ │achiziţia de │
│ │echipamente şi aparate│
│ │electrice de înaltă │
│ │eficienţă; │
│ │● P10 Reînnoirea │
│ │parcului de │
│ │autovehicule prin │
│ │accesarea programului │
│ │"Rabla Plus"; │
│ │● P11 Eficienţa │
│ │energetică în sectorul│
│ │transporturi prin │
│ │modernizarea │
│ │transportului public │
│ │urban, a transportului│
│ │feroviar şi prin │
│ │extinderea metroului │
│ │în Bucureşti. │
├───────────────┼──────────────────────┤
│ │● Legea nr. 85/2018 │
│ │privind constituirea │
│ │şi menţinerea unor │
│ │rezerve minime de │
│ │ţiţei şi/sau produse │
│ │petroliere (Nivelul │
│ │stocurilor minime │
│ │reprezintă cel puţin │
│ │cea mai mare valoare │
│ │dintre cantitatea │
│ │aferentă importurilor │
│ │nete pe o perioadă de │
│ │90 de zile, calculată │
│ │pe baza mediei zilnice│
│ │a importurilor nete, │
│ │şi cantitatea aferentă│
│ │consumului intern pe o│
│ │perioadă de 61 de │
│ │zile, calculată pe │
│ │baza mediei zilnice a │
│ │consumului intern); │
│ │● Stabilirea anuală a │
│ │stocurilor minime şi │
│ │aprobarea modului de │
│ │calcul al stocurilor │
│ │de urgenţă pentru │
│ │ţiţei şi/sau produse │
│ │petroliere a căror │
│ │constituire revine │
│ │titularilor │
│ │obligaţiilor de │
│ │stocare în vederea │
│ │menţinerii acestora în│
│ │anul 2019; │
│ │● Determinarea anuală │
│ │a stocului minim de │
│ │gaze naturale pentru │
│ │titularii licenţelor │
│ │de furnizare a gazelor│
│ │naturale (Prin Ordin │
│ │ANRE, titularii │
│ │licenţelor de │
│ │furnizare de gaze │
│ │naturale au obligaţia │
│Securitate │de a constitui în │
│Energetică │depozitele de │
│ │înmagazinare subterană│
│ │un stoc minim de gaze │
│ │naturale, în fiecare │
│ │an "n", până la data │
│ │de 31 octombrie │
│ │inclusiv); │
│ │● Aprobarea anuală │
│ │prin HG (care se │
│ │elaborează anual, cel │
│ │mai recent fiind HG │
│ │943/2020) a măsurilor │
│ │privind nivelul de │
│ │siguranţă şi │
│ │securitate în │
│ │funcţionare a │
│ │Sistemului │
│ │electroenergetic │
│ │naţional, precum şi │
│ │măsurile în legătură │
│ │cu realizarea │
│ │stocurilor de │
│ │siguranţă ale │
│ │Sistemului │
│ │electroenergetic │
│ │naţional în ceea ce │
│ │priveşte combustibilii│
│ │şi volumul de apă din │
│ │lacurile de acumulare │
│ │(Programul de iarnă); │
│ │● Definirea categoriei│
│ │"client protejat" - în│
│ │conformitate cu │
│ │prevederile │
│ │Regulamentului (UE) │
│ │2017/1938 al │
│ │Parlamentului European│
│ │şi al Consiliului din │
│ │25.10.2017 privind │
│ │măsurile de garantare │
│ │a siguranţei │
│ │furnizării de gaze şi │
│ │de abrogare a │
│ │Regulamentului (UE) │
│ │nr. 994/2010. │
├───────────────┼──────────────────────┤
│ │Principalele politici │
│ │şi măsuri actuale │
│ │referitoare la piaţa │
│ │internă a energiei se │
│ │regăsesc atât în │
│ │cadrul legislativ │
│ │primar (ex: Legea │
│ │energiei electrice şi │
│ │a gazelor naturale 123│
│ │/2012, cu modificările│
│ │şi completările │
│ │ulterioare), cât şi în│
│ │cel secundar (ex: │
│ │Ordine emise de ANRE),│
│ │acestea referindu-se │
│ │la: │
│ │Politici: │
│ │● Asigurarea │
│ │funcţionării pieţelor │
│ │concurenţiale de │
│ │energie electrică; │
│ │● Asigurarea accesului│
│ │nediscriminatoriu şi │
│ │reglementat al tuturor│
│ │participanţilor la │
│ │piaţa de energie │
│ │electrică şi la │
│ │reţelele electrice de │
│ │interes public; │
│ │● Transparenţa │
│ │tarifelor, preţurilor │
│ │şi taxelor la energie │
│ │electrică, în cadrul │
│ │unei politici de │
│ │tarifare, urmărind │
│ │creşterea eficienţei │
│ │energetice pe ciclul │
│ │de producere, │
│ │transport, distribuţie│
│ │şi utilizare a │
│ │energiei electrice; │
│ │● Îmbunătăţirea │
│ │competitivităţii │
│ │pieţei interne de │
│ │energie electrică şi │
│ │participarea activă la│
│ │formarea atât a pieţei│
│ │regionale, cât şi a │
│ │pieţei interne de │
│ │energie a Uniunii │
│ │Europene şi la │
│ │dezvoltarea │
│ │schimburilor │
│ │transfrontaliere; │
│ │● Asigurarea │
│ │siguranţei în │
│ │funcţionare a SEN. │
│ │Măsuri: │
│ │● Administrarea de │
│ │către OPCOM a PZU din │
│ │România în regim │
│ │cuplat, prin preţ, pe │
│ │baza capacităţii │
│ │disponibile de │
│ │interconexiune (ATC) │
│ │cu pieţele din │
│ │Ungaria, Slovacia şi │
│ │Republica Cehă (4M │
│ │MC); │
│ │● Participarea OPCOM │
│ │la proiectul de │
│ │cuplare pe bază de │
│ │fluxuri a regiunii │
│ │CORE; │
│ │● Menţinerea │
│ │desemnării OPCOM în │
│ │calitate de OPEED │
│ │(Operator al pieţei de│
│ │energie electrică │
│ │desemnat) al pieţei │
│ │pentru ziua următoare │
│ │(PZU) şi a pieţei │
│ │intrazilnice (PI) de │
│ │energie electrică │
│ │pentru zona de │
│ │ofertare România, în │
│ │sensul prevederilor │
│ │Regulamentului (UE) │
│ │2015/1222; │
│ │● Participarea OPCOM │
│ │la cooperarea tuturor │
│ │OPEED europene privind│
│ │funcţionarea │
│ │mecanismelor de │
│ │cuplare pe │
│ │orizonturile PZU şi │
│ │PI, în procesul de │
│ │punere în aplicare a │
│ │Regulamentului UE 2015│
│ │/1222, inclusiv în │
│ │contextul cooperării │
│ │multi-partite europene│
│ │dedicate │
│ │implementării, │
│ │operării şi │
│ │dezvoltării pieţelor │
│ │cuplate de energie │
│ │electrică (Single Day │
│ │Ahead Coupling - SDAC,│
│ │respectiv Single │
│ │Intra-Day Coupling - │
│ │SIDC); │
│ │● Participarea în │
│ │cadrul proiectului de │
│ │implementare la nivel │
│ │european a │
│ │tranzacţionării intra │
│ │zilnice │
│ │transfrontaliere, prin│
│ │dezvoltarea şi │
│Piaţa Internă a│implementarea locală a│
│Energiei │soluţiei XBID; │
│ │● Dezvoltarea de către│
│ │Transelectrica, în │
│ │colaborare cu alte │
│ │OTS-uri, a regulilor │
│ │de alocare intra │
│ │zilnică pentru │
│ │alocarea coordonată a │
│ │capacităţii │
│ │interzonale la │
│ │frontierele dintre │
│ │diferite zone de │
│ │ofertare; │
│ │● Dezvoltarea de către│
│ │Transelectrica, în │
│ │colaborare cu alte │
│ │OTS-uri, a regulilor │
│ │de alocare armonizate │
│ │(Harmonised Allocation│
│ │Rules - HAR) pentru │
│ │drepturile fizice de │
│ │transport pe termen │
│ │lung la graniţele │
│ │diferitelor zone de │
│ │ofertare; │
│ │● Dezvoltarea de către│
│ │Transelectrica, în │
│ │colaborare cu alte │
│ │OTS-uri, a │
│ │platformelor de │
│ │tranzacţionare pentru │
│ │produse de │
│ │echilibrare; │
│ │● Standardizarea │
│ │facturii de energie, │
│ │cu scopul │
│ │comparabilităţii şi │
│ │transparentizării │
│ │costurilor, precum şi │
│ │a informării │
│ │echitabile a │
│ │consumatorilor; │
│ │● Implementarea de │
│ │către ANRE a │
│ │comparatorului de │
│ │oferte tip de │
│ │furnizare a energiei │
│ │electrice respectiv │
│ │gazelor naturale. │
│ │În ceea ce priveşte │
│ │piaţa gazelor │
│ │naturale, principalele│
│ │măsuri şi politici │
│ │derivă din următoarele│
│ │prevederi şi │
│ │iniţiative: │
│ │● Separarea │
│ │activităţilor în │
│ │domeniul gazelor │
│ │naturale (transport, │
│ │înmagazinare, │
│ │distribuţie, │
│ │furnizare); │
│ │● Definirea şi │
│ │implementarea Codului │
│ │Reţelei în │
│ │conformitate cu │
│ │Regulamentele UE nr. │
│ │312/2014 şi 715/2009; │
│ │● Definirea şi │
│ │monitorizare │
│ │indicatorilor de │
│ │performanţă în │
│ │domeniul transportului│
│ │/distribuţiei de gaze │
│ │naturale şi în │
│ │activităţile │
│ │comerciale; │
│ │● Modificarea │
│ │calendarului de │
│ │rezervare a │
│ │capacităţii oferite de│
│ │SNTGN TRANSGAZ S.A. În│
│ │conformitate cu │
│ │calendarul ENTSO-G; │
│ │● Desemnarea │
│ │responsabilului cu │
│ │prognoza în cadrul │
│ │zonei de echilibrare a│
│ │sistemului naţional de│
│ │transport şi alegerea │
│ │unuia dintre modele de│
│ │informare definite în │
│ │cadrul Regulamentului │
│ │(UE) nr. 312/2014; │
│ │● Stimularea │
│ │tranzacţionării de │
│ │produse standardizate │
│ │pe termen scurt în │
│ │cadrul pieţelor │
│ │centralizate din │
│ │România atât la │
│ │nivelul utilizatorilor│
│ │de reţea - pentru │
│ │echilibrarea │
│ │comercială a │
│ │propriilor portofolii │
│ │surse- consumuri, cât │
│ │şi la nivelul OTS - │
│ │pentru echilibrarea │
│ │fizică a SNT în │
│ │conformitate cu │
│ │prevederile │
│ │Regulamentului (UE) │
│ │nr. 312/2014 al │
│ │Comisiei din 26 martie│
│ │2014 de stabilire a │
│ │unui cod de reţea │
│ │privind echilibrarea │
│ │reţelelor de transport│
│ │de gaz; │
├───────────────┼──────────────────────┤
│ │Planul Naţional de │
│ │Cercetare-Dezvoltare │
│ │şi Inovare pentru │
│ │perioada 2015 - 2020 │
│ │(PNCDI III), aprobat │
│ │prin HG 583/2015, cu │
│ │modificările şi │
│ │completările │
│ │ulterioare, propune │
│ │următoarele programe │
│ │aferente sectorului │
│ │energetic: │
│ │● Programul 3: │
│ │Cooperare europeană şi│
│ │internaţională │
│ │- Subprogramul 3.2 - │
│ │Orizont 2020/Orizont │
│ │Europa; │
│ │● Programul 5: │
│ │Cercetare în domenii │
│ │de interes strategic │
│ │- Subprogramul 5.2 - │
│ │Participarea la │
│ │organismele şi │
│ │programele; │
│ │internaţionale de │
│ │cercetare-dezvoltare │
│ │în domeniul atomic şi │
│ │subatomic │
│ │- Subprogramul 5.5 - │
│ │Programul de │
│ │cercetare, dezvoltare │
│ │şi inovare pentru │
│ │reactori de generaţia │
│ │a IV-a - ALFRED; │
│Cercetare, │- Alte opţiuni de │
│Inovare şi │finanţare sunt │
│Competitivitate│cuprinse în │
│ │mecanismele Financiare│
│ │ale Spaţiului Economic│
│ │European SEE - MF SEE │
│ │2014-2021 şi Norvegian│
│ │2014-2021, din cadrul │
│ │programelor coordonate│
│ │de către Ministerul │
│ │Fondurilor Europene; │
│ │● Programul "Energie │
│ │Regenerabilă, │
│ │Eficienţă Energetică, │
│ │Securitate Energetică"│
│ │(operator de program -│
│ │Innovation Norway); │
│ │● Programul │
│ │"Dezvoltarea │
│ │afacerilor, inovare şi│
│ │IMM" (operator de │
│ │program - Innovation │
│ │Norway), prin │
│ │componenta Inovare │
│ │verde în industrie; │
│ │● Programul │
│ │"Cercetare" - pentru │
│ │proiecte de cercetare │
│ │şi în domeniile │
│ │eficienţei procesul de│
│ │generare, transport, │
│ │smart grids şi │
│ │distribuţie a │
│ │energiei, tehnologii │
│ │ecologice de producţie│
│ │de energie, │
│ │diversificarea/ │
│ │echilibrarea surselor │
│ │de energie. │
└───────────────┴──────────────────────┘
^5 Menţionate în Rapoartele de progres ale României privind promovarea şi utilizarea energiei din surse regenerabile în conformitate cu art. 22 din Directiva nr. 2009/28/CE, 2015-2016, precum şi în alte documente oficiale (prevederi legislative şi documente elaborare de autorităţi) Sursă: Analiză Deloitte pe baza documentelor oficiale transmise de autorităţile implicate în elaborarea PNIESC iii. Aspecte cheie cu importanţă transfrontalieră Aspectele cheie cu importanţă regională/transfrontalieră derivă din prevederile legislative aplicabile la nivelul Uniunii/naţional şi se referă la interconexiunile sistemelor de transport al energiei/gazelor naturale, integrarea şi cuplarea pieţelor, precum şi la contribuţia naţională/cooperarea regională în domeniul securităţii energetice. Aceste aspecte se regăsesc atât în abordarea actuală, prin prisma politicilor şi măsurilor existente (descrise în Cap. 1.2. ii., precum şi la Cap. 4.4., respectiv 4.5.), cât şi în politicile şi măsurile preconizate (descrise în Cap. 3.3., respectiv. 3.4.). iv. Structura administrativă de punere în aplicare a politicilor naţionale privind energia şi clima Structura administrativă de punere în aplicare a politicilor naţionale privind energia şi clima este formată din ministere şi alte instituţii cu diferite responsabilităţi în implementarea strategiilor şi planurilor existente sau în curs de elaborare în domeniul energiei şi schimbărilor climatice. În cazul implementării PNIESC, principalele părţi interesate sunt reprezentate de către Ministerul Energiei, Ministerul Mediului, Apelor şi Pădurilor, Ministerul Transporturilor şi Infrastructurii, Ministerul Agriculturii şi Dezvoltării Rurale, Ministerul Dezvoltării, Lucrărilor Publice şi Administraţiei, Ministerul Educaţiei, Ministerul Investiţiilor şi Proiectelor Europene, Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei, Transelectrica, Transgaz şi OPCOM, precum şi alte entităţi ce vor fi desemnate prin acte normative, ordine de ministru, etc, care au/vor avea atribuţii în acest sens. 1.3. Consultări şi implicarea entităţilor naţionale şi ale Uniunii Europene, precum şi rezultatele acestora i. Implicarea Parlamentului naţional În cadrul procesului de consultare publică pe tema proiectului PNIESC, Parlamentul României - Camera Deputaţilor a formulat o serie de propuneri şi recomandări, care sunt prezentate în mod detaliat în Anexa "Consultare publică". Printre opiniile relevante, prezentăm, spre exemplificare, următoarele: - necesitatea corelării datelor referitoare la prognozele privind viitoarele capacităţi de producţie energie electrică care se vor instala în conformitate cu proiectul PNIESC cu alte date oficiale cum ar fi politici şi strategii în domeniul energetic care să se regăsească în Strategia Energetică a României 2016-2030. - s-a încercat păstrarea corelării informaţiilor respective, dar - la acest moment - nu există un document oficial privind Strategia Energetică 2020-2030, ci doar un proiect de strategie, încă în analiză; – necesitatea corelării ţintei asumate de România în ceea ce priveşte ponderea energiei din surse regenerabile în consumul final brut de energie pentru anul 2030 cu cea de asigurare a unei finanţări corespunzătoare din partea UE în sensul asigurării unei adecvanţe corespunzătoare a reţelelor electrice, dar şi a flexibilizării producerii de E-SRE, prin instalarea de capacităţi de stocare şi utilizarea de sisteme inteligente de management a reţelelor electrice. În proiectul de PNIESC au fost menţionate, în măsura în care au fost cunoscute, informaţiile respective, date privind fondurile UE disponibile atât pentru susţinerea RES, cât şi pentru dezvoltarea de investiţii în domeniile menţionate; – identificarea surselor, respectiv scheme de finanţare la nivel european pentru realizarea acestora, precum şi impunerea realizării planurilor de investiţii în Sistemele Naţionale de Transport gaze naturale şi energie electrică pentru următorii 10 ani pentru dezvoltarea SNT în vederea realizării interconectărilor, extinderii şi racordării noilor capacităţi de producţie şi realizării capacităţilor de stocare necesare funcţionării în condiţii de eficienţă şi siguranţă a acestora - au fost avute în vedere informaţiile puse la dispoziţie de Transgaz şi Transelectrica; – utilizarea pe scară largă a inovaţiilor digitale prezente în viitoarele sisteme energetice complexe, cum ar fi Internet of Things (IoT) Industrial Internet of Things (IIoT), stocare distribuită, modele avansate de clienţi activi, comunităţi energetice agregate, blockchain şi aplicaţii inteligente etc. necesită un Plan de măsuri adecvat pentru protecţia datelor şi informaţiilor împotriva intruziunilor şi atacurilor nocive (cibersecuritate) şi utilizarea necontrolată a datelor clienţilor finali atât la nivelul statelor membre, cât şi la nivelul UE. În măsura în care vor exista dezvoltări concrete, vor fi incluse în planul revizuit în perioada 2023- 2024; – managementul congestiilor- pentru a putea menţine nivelul de siguranţă în funcţionarea sistemelor energetice în cazul racordării surselor de energie regenerabilă la reţelele electrice sunt necesare măsuri speciale la nivel de sistem - au fost incluse informaţii privind modul de gestionare al congestiilor în conformitate cu noile reglementări europene; – necesitatea ca UE să permită actualizarea periodică a PNIESC cu mai multe detalii privind noutăţile tehnologice, evoluţia costurilor fiecărei tehnologii, finanţarea acestora, programe ale UE privind accesul la tehnologie, programe de producere şi contractare, studii referitoare la impactul introducerii în ritm accelerat a acestor tehnologii asupra preţurilor energiei electrice, respectiv cu o secţiune distinctă pentru Planul de Dezvoltare Tehnologică - există această posibilitate, în cadrul raportărilor bienale care se vor realiza cu privire la îndeplinirea prevederilor PNIESC; – actualizarea în vederea facilitării realizării PNIESC cu Ordinele şi Deciziile ANRE menţionate în document, precum şi cu necesitatea realizării de reiteraţii, ajustări şi completări ale acestuia în conformitate cu modificările impuse prin legislaţia primară şi secundară, respectiv Directive, Regulamente UE şi legi naţionale, respectiv ordine şi decizii ale Autorităţii de Reglementare pentru transpunerea şi respectarea acestora - în rubricile aferente problemelor de piaţă, RES şi eficienţă energetică au fost menţionate angajamentele statului român de transpunere a noii legislaţii europene din pachetul Energie curată. Ordinele şi Deciziile ANRE nu pot fi decât în concordanţă cu legislaţia primară şi cu reglementările europene în vigoare; – asigurarea capacităţii de stocare de energiei şi a sistemelor de rezervă - realizarea proiectului centralei hidroelectrice prin pompare Tarniţa Lăpuşteşti şi a altor centrale hidroelectrice în pompaj poate să contribuie la asigurarea rezervei de putere - implementarea unei astfel de cerinţe se va realiza în funcţie de forma finală a Strategiei 2020-2030; – realizarea unei capacităţi de echilibrare a balanţei producţie-consum fără a periclita siguranţa sistemului, pentru structura existentă şi prognozată pe termen mediu a unui nou parc de producţie de cca. 4.000 MW - au fost incluse informaţiile primite din partea CN Transelectrica, entitatea responsabilă cu problemele de echilibrare ale SEN; – pentru implementarea PNIESC trebuie avută în vedere elaborarea de planuri de acţiune privind tranziţia în regiunile carbonifere, eficienţa energetică, digitalizare, stocare gaze naturale, harta resurselor regenerabile, etc. - pe măsură ce vor fi disponibile diversele planuri, acestea vor fi incluse în rapoartele bienale PNIESC. ii. Implicarea autorităţilor locale şi regionale Având în vedere importanţa şi implicaţiile Planului Naţional Integrat Energie şi Schimbări Climatice 2021-2030 asupra dezvoltării României în perioada următoare, Ministerul Energiei a supus proiectul PNIESC unei prime etape de consultare publică în scopul colectării, de la părţile interesate, de propuneri, sugestii şi opinii cu valoare de recomandare cu privire la acest document de importanţă strategică. Scopul consultărilor iniţiale asupra Proiectului a vizat creşterea transparenţei procesului decizional şi a permis, în acelaşi timp, acumularea de informaţii utile, necesare dezbaterii unor aspecte de politici publice cu impact major pentru perioada 2021-2030. Prima etapă a procesului de consultare publică internă s-a derulat în perioada 29.11 - 10.12 2018, aceasta fiind iniţiată prin publicarea de către Ministerul Energiei, pe site-ul oficial al instituţiei, a anunţului privind iniţierea procesului de consultare publică cu privire la proiectul Planului Naţional Integrat Energie şi Schimbări Climatice 2021-2030. Proiectul Planului Naţional Integrat în domeniul Energiei şi Schimbărilor Climatice a fost anexat acestui anunţ de iniţiere a consultării publice. În cadrul acestei etape de consultare lege publică nu s-au primit puncte de vedere ale autorităţilor locale şi regionale. De asemenea, a fost organizată o a doua etapă de consultare publică internă, în perioada 13.02 - 15.03.2019, care s-a concretizat prin puncte de vedere transmise către Ministerul Energiei, respectiv în organizarea/participarea la o serie de evenimente publice având ca temă principală/secundară proiectul PNIESC. O a treia rundă de consultare publică, pe tema proiectului PNIESC, revizuit în baza Recomandărilor COM, a fost organizată în perioada 31.01-28.02.2020. În tabelul de mai jos, se regăseşte lista activităţilor din cadrul întâlnirilor pentru proiectul PNIESC. Tabel 3 - Desfăşurarea activităţilor din cadrul întâlnirilor pentru proiectul PNIESC
┌───┬──────────────┬─────────┬───────────────┐
│Nr.│Activitate │Dată │Descriere │
├───┼──────────────┼─────────┼───────────────┤
│ │ │ │Proiectul │
│ │ │ │PNIESC a fost │
│ │ │ │transmis către │
│ │ │ │reprezentanţii │
│ │ │ │Comisiei │
│ │Transmitere │28 │Europene, şi │
│1. │proiect PNIESC│Decembrie│documentul │
│ │la Comisia │2018 │fiind publicat │
│ │Europeană │ │totodată pe │
│ │ │ │site-ul │
│ │ │ │Ministerul │
│ │ │ │Energiei în │
│ │ │ │limba română şi│
│ │ │ │engleză. │
├───┼──────────────┼─────────┼───────────────┤
│ │Reuniune Grup │ │Prezentarea │
│ │de lucru │ │sintezei PNIESC│
│ │tehnic │29 - 30 │de către │
│2. │constituit la │Ianuarie │fiecare Stat │
│ │nivelul COM │2019 │Membru şi │
│ │(NECPs) pentru│ │discuţii pe │
│ │PNIESC, │ │marginea │
│ │Bruxelles │ │acestora. │
├───┼──────────────┼─────────┼───────────────┤
│ │ │ │Au fost │
│ │ │31 │prezentate │
│3. │Reuniune │Ianuarie │aspectele │
│ │CESEC, Viena │2019 │referitoare la │
│ │ │ │RES, cuprinse │
│ │ │ │în PNIESC. │
├───┼──────────────┼─────────┼───────────────┤
│ │ │ │Evenimentul s-a│
│ │ │ │axat pe │
│ │ │ │prezentarea │
│ │ │ │elementelor │
│ │ │ │principale ale │
│ │ │ │PNIESC din │
│ │ │ │perspectiva │
│ │ │ │Ministerul │
│ │ │ │Energiei şi │
│ │ │ │Ministerul │
│ │ │ │Mediului, │
│ │ │ │Apelor şi │
│ │ │ │Pădurilor │
│ │Masă rotundă, │ │oferind în │
│ │organizată de │ │acelaşi timp │
│ │European │ │posibilitatea │
│ │Project Life │14 │participanţilor│
│4. │PlanUp, │Februarie│(în special │
│ │European │2019 │reprezentanţi │
│ │Climate │ │ai │
│ │Foundation şi │ │autorităţilor │
│ │Oraşe Energie │ │locale, dar şi │
│ │România │ │ai unor │
│ │ │ │ONG-uri) de a │
│ │ │ │comenta sau de │
│ │ │ │a-şi exprima │
│ │ │ │opinia cu │
│ │ │ │privire la │
│ │ │ │obiectivele │
│ │ │ │asumate prin │
│ │ │ │PNIESC şi │
│ │ │ │implicit asupra│
│ │ │ │politicilor şi │
│ │ │ │măsurilor │
│ │ │ │prevăzute în │
│ │ │ │Plan. │
├───┼──────────────┼─────────┼───────────────┤
│ │ │ │Prezentarea │
│ │Conferinţa │ │elementelor │
│ │Industria │ │principale ale │
│ │energetică │28 │proiectului │
│5. │românească - │Februarie│PNIESC şi │
│ │trecut prezent│2019 │dezbateri │
│ │şi viitor ISPE│ │aferente cu │
│ │ │ │participanţii │
│ │ │ │la conferinţă │
├───┼──────────────┼─────────┼───────────────┤
│ │ │ │Prezentarea │
│ │CESEC - │ │sintezei PNIESC│
│ │"Regional │ │de către │
│6. │Cooperation │11 Martie│fiecare Stat │
│ │NECPs", │2019 │Membru şi │
│ │Bruxelles, │ │discuţii pe │
│ │ │ │marginea │
│ │ │ │acestora. │
├───┼──────────────┼─────────┼───────────────┤
│ │ │ │Prezentare │
│ │ │ │elemente │
│ │Discuţii cu │ │principale │
│ │reprezentanţii│21 Martie│PNIESC (cu │
│7. │Băncii │2019 │referire în │
│ │Mondiale pe │ │principal la │
│ │tema PNIESC │ │dimensiunea │
│ │ │ │eficienţă │
│ │ │ │energetică). │
├───┼──────────────┼─────────┼───────────────┤
│ │ │ │România şi-a │
│ │ │ │îndeplinit │
│ │ │ │angajamentul │
│ │ │ │european pentru│
│ │ │ │2020 de a │
│ │ │ │creşte ponderea│
│ │ │ │SRE la 24% din │
│ │ │ │consumul brut │
│ │ │ │de energie │
│ │ │ │finală, │
│ │ │ │atingând pentru│
│ │ │ │acest indicator│
│ │ │ │un nivel de │
│ │ │ │26,27% în anul │
│ │ │ │2015. │
│ │ │ │România a │
│ │ │ │depus, │
│ │ │ │totodată, │
│ │ │ │eforturi pentru│
│ │ │ │a îndeplini │
│ │ │ │obiectivele de │
│ │ │ │energie produsă│
│ │ │ │din resurse │
│ │ │ │regenerabile. │
│ │ │ │Capacitatea │
│ │ │ │electrică │
│ │ │ │totală │
│ │ │ │instalată la │
│ │ │ │sfârşitul │
│ │ │ │anului 2018 în │
│ │ │ │unităţi de │
│ │ │ │producere a │
│ │ │ │surselor │
│ │ │ │regenerabile │
│ │ │ │acreditate a │
│ │ │ │fost 4.955 MW. │
│ │ │ │Schimbările │
│ │ │ │structurale ale│
│ │ │ │industriei │
│ │ │ │energetice │
│ │ │ │pentru a atinge│
│ │ │ │ţintele din │
│ │ │ │2030 şi 2050 │
│ │Energynomics -│ │sunt │
│8. │scurtă │27 Martie│semnificative │
│ │prezentare │2019 │din punct de │
│ │PNIESC │ │vedere al │
│ │ │ │costurilor şi │
│ │ │ │tehnologiilor │
│ │ │ │şi în cele din │
│ │ │ │urmă, costurile│
│ │ │ │vor fi │
│ │ │ │transferate la │
│ │ │ │nivelul │
│ │ │ │consumatorilor.│
│ │ │ │Ştim că │
│ │ │ │decarbonarea │
│ │ │ │este soluţia │
│ │ │ │potrivită - │
│ │ │ │avem nevoie de │
│ │ │ │energie curată │
│ │ │ │şi avem nevoie │
│ │ │ │să stopăm/ │
│ │ │ │reducem │
│ │ │ │schimbările │
│ │ │ │climatice. Dar │
│ │ │ │această │
│ │ │ │abordare va │
│ │ │ │avea un cost │
│ │ │ │şi, luând în │
│ │ │ │considerare │
│ │ │ │diferenţele │
│ │ │ │economice care │
│ │ │ │există la │
│ │ │ │nivelul UE, │
│ │ │ │trebuie să ne │
│ │ │ │asigurăm că va │
│ │ │ │fi o │
│ │ │ │repartizare │
│ │ │ │corectă a │
│ │ │ │sarcinilor şi o│
│ │ │ │distribuţie │
│ │ │ │echitabilă a │
│ │ │ │eforturilor │
│ │ │ │financiare │
│ │ │ │pentru a atinge│
│ │ │ │obiectivele │
│ │ │ │comune │
│ │ │ │energetice şi │
│ │ │ │climatice. │
├───┼──────────────┼─────────┼───────────────┤
│ │Reuniune Grup │ │Prezentarea │
│ │de lucru │ │sintezei PNIESC│
│ │tehnic │2 - 3 │de către │
│9. │constituit la │Iulie │fiecare Stat │
│ │nivelul COM │2019 │Membru şi │
│ │(NECPs) pentru│ │discuţii pe │
│ │PNIESC, │ │marginea │
│ │Bruxelles, │ │acestora. │
├───┼──────────────┼─────────┼───────────────┤
│ │Discuţii cu │16 │Discuţii │
│10.│reprezentanţii│Octombrie│detaliate pe │
│ │DG CLIMA, │2019 │tema PNIESC. │
│ │Bucureşti │ │ │
└───┴──────────────┴─────────┴───────────────┘
Sursă: Deloitte iii. Consultări cu părţile interesate, inclusiv cu partenerii sociali şi angajarea societăţii civile şi a publicului larg Pe parcursul procesului de elaborare a proiectului PNIESC au fost derulate 3 etape de consultare publică, în perioadele 29.11-10.12.2018, 13.02-15.03.2019 şi 31.01-28.02.2020, în scopul colectării, de la părţile interesate, de propuneri, sugestii şi opinii cu valoare de recomandare cu privire la acest document de importanţă strategică. În Anexa "Consultări publice" este prezentată lista părţilor interesate, precum şi propunerile şi observaţiile primite pe parcursul etapelor de consultare publică de la respondenţi. În cadrul etapei de actualizare a proiectului PNIESC 2021-2030 (derulată în urma discuţiilor cu Comisia Europeană, precum şi a rezultatelor consultărilor iniţiale, interne şi regionale), au fost evaluate şi parţial preluate observaţiile şi comentariile de ordin general şi specific, în principal referitor la: - Creşterea ţintei SRE într-o manieră prudentă avându-se în vedere, printre altele, evaluările privind stabilitatea reţelelor şi siguranţa SEN, impactul asupra preţului la consumator, maturitatea tehnologiilor de stocare şi, nu în ultimul rând, posibilitatea, conform Regulamentului de guvernanţă, de a actualiza ţinta SRE la revizuirea Planului din anul 2023, numai în sensul creşterii acesteia; – Includerea de informaţii privind acţiunile avute în vedere pentru renunţarea treptată la utilizarea cărbunelui în industria energetică; – Includerea de informaţii privind analiza posibilităţii injectării de hidrogen în sistemele de transport/distribuţie a gazelor naturale şi a interesului pentru participarea la proiecte de cercetare în domeniu; – Creşterea gradului de coerenţă al planului integrat şi sublinierea interconexiunilor dintre cele 5 dimensiuni avute în vedere; – Integrarea cu alte documente strategice disponibile, dar aflate - la acest moment - încă în etapa de analiză; – Informaţii mai detaliate privind utilizarea mecanismelor europene de susţinere a proiectelor care contribuie la decarbonarea economiei; – Includerea posibilităţii de contractare bilaterală a energiei, prin contracte pe termen lung şi privind implementarea celorlalte prevederi legislative din Pachetul pentru Energie Curată (cu referire directă la Regulamentul nr. 943/2018); – Eliminarea referirilor la construcţia de noi capacităţi pe cărbune şi includerea gazului natural drept combustibil de tranziţie către o industrie energetică decarbonată; – Promovarea soluţiilor de stocare a energiei electrice; – Prezentarea surselor de acoperire a investiţiilor necesare îndeplinirii ţintelor propuse, în funcţie de informaţiile disponibile; – Menţionarea intenţiei de a utiliza instrumentele de sprijin acordate de către Uniunea Europeană (cu referire inclusiv la mecanismul de tranziţie echitabilă - Just Transition Fund); – Includerea măsurilor de implementare a Directivei privind performanţa energetică a clădirilor prin menţionarea, printre altele, a prevederilor Strategiei de renovare pe termen lung. Urmare procesului de revizuire a proiectului PNIESC, care a luat în considerare - în măsura posibilului - recomandările COM, precum şi o parte dintre observaţiile primite de la părţile interesate în cadrul rundelor de consultare publică derulate anterior, în luna februarie 2020, a fost derulată o nouă sesiune de consultare publică internă. Observaţiile şi comentariile primite în cadrul acestei runde sunt descrise detaliat în Anexa "Consultări publice". Recomandările primite în a treia etapă de consultare publică au fost analizate şi implementate parţial. Astfel, actualizarea PNIESC ca urmare a acestei etape de consultări publice a vizat: ● Adăugarea explicaţiilor cu privire la evoluţia preconizată a capacităţilor instalate pe bază de gaze naturale până în anul 2030 în scenariul WAM; ● Cu referire la capacităţile de producţie energie electrică din sursă nucleară (cele 2 unităţi nucleare - capacitate 1300 MW), adăugarea menţiunii că acestea se referă la capacităţile nete instalate; ● Adăugarea unui estimat al numărului de autoturisme electrice şi staţii de încărcare la nivelul anului 2030 în scenariul WAM; ● Menţionarea gradului de interconectare a reţelelor electrice de cel puţin 15,4% la nivelul anului 2030 şi capacităţii minime disponibile pentru comerţul transfrontalier ca fiind minim 70% din capacitatea de transport (2030), respectând limitele de siguranţă în funcţionare după considerarea contingenţelor, conform planului de acţiuni a CNTEE Transelectrica, dezvoltat în conformitate cu Art. 15 din Regulamentul (UE) nr. 2019/943 din 5 iunie 2019 privind piaţa internă de energie electrică; ● Realizarea corecturilor pe text conform recomandărilor transmise (ex. în cadrul listei de acronime, în tot documentul actualizarea denumirilor Autorităţilor Centrale etc.); ● Menţionarea în ceea ce priveşte măsura de promovare a investiţiilor în capacităţi noi de producţiei a energiei electrice cu emisii reduse de carbon, a faptului că aceasta se va realiza inclusiv pentru încălzire în sistemele de termoficare de tip SACET, prin tranzitul energiei prin SEN şi utilizarea cu pompe de căldură la nivel de surse, folosind şi mecanismele de piaţă a energiei electrice; ● Adăugarea fondului de finanţare Horizon 2020 ca sursă pentru implementarea celor mai bune tehnologii disponibile (BAT); ● Adăugarea măsurii de stimulare a unor simbioze energetice între SACET-uri şi industria din proximitate pentru promovarea tranziţiei către o economie circulară; ● Adăugarea menţiunilor suplimentare cu privire la măsura de promovare a dezvoltării combustibililor alternativi (inclusiv GPL, GNC şi GNL) şi anume a faptului că măsura vizează atât promovarea dezvoltării producţiei de aceşti combustibili, precum şi a infrastructurii necesare penetrării acestora; ● Eliminarea referirii măsurii de promovare a încheierii de contracte de vânzare pe termen lung doar cu clienţi finali (PPA), astfel încât varianta actualizată face referinţa la termenul general "clienţi"; ● Adăugarea măsurii de dezvoltare sustenabilă a producţiei de hidrogen din surse regenerabile, pe teritoriul României (în măsura în care este posibil); ● Adăugarea măsurii de dezvoltare a cercetării şi dezvoltării tehnologiilor de producţie biocombustibil (de exemplu producţia de biocombustibili avansaţi şi co-procesarea uleiurilor) şi biogaz pe teritoriul României; ● Menţionarea accesării Mecanismului pentru o tranziţie echitabilă pentru asigurarea unei tranziţii juste pentru lucrătorii afectaţi şi comunităţile lor; ● Adăugarea explicaţiilor suplimentare cu privire la evoluţia istorică şi preconizată a preţului energiei electrice în ambele scenarii (WEM şi WAM) şi anume faptul că: ● Preţurile medii trimestriale istorice ale energiei electrice pentru consumatorii casnici conţin toate taxele şi accizele; ● Preţurile medii trimestriale istorice ale energiei electrice pentru consumatorii industriali exclud TVA şi alte taxe recuperabile; ● Preţul final al energiei electrice preconizat (atât în scenariul WEM, cât şi în scenariul WAM) este o medie a preţului final către consumatorii casnici, respectiv industriali şi cuprinde toate tarifele aferente serviciilor de sistem (ex: transport, distribuţie), precum şi alte costuri (ex: certificate verzi), şi nu include TVA şi accize; ● Ajustarea surselor de finanţare astfel încât să facă referire la cadrul de finanţare multianual 2021-2027 aflat în curs de elaborare. iv. o detaliere a măsurilor de stimulare a consumului de energie regenerabilă mai ales în domeniul încălzirii, unde dezvoltarea consumatorilor casnici va conduce la o scădere a utilizării de biomasă tradiţională şi o probabilă migrare către tehnologii bazate pe gaz natural. De asemenea, în sectorul I&C ar trebui luată în considerare utilizarea biogazului, mai ales în zonele în care există potenţial agricol - au fost utilizate informaţiile disponibile la acest moment cu privire la acest subiect consultări cu alte state membre Tot în cadrul etapei de consultare publică, Ministerul Energiei a transmis scrisori către Ministerul Energiei din Bulgaria şi Ministerul Inovării şi Tehnologiei din Ungaria în data de 05 decembrie 2018, instituţii care gestionează problematica PNIESC din cadrul statelor membre respective, anexând un rezumat în engleză al PNIESC. În acest sens, a fost primită o adresă oficială din partea reprezentanţilor Ministerului Energiei din Bulgaria, prin care aceştia au apreciat faptul că proiectele internaţionale menţionate în proiectul PNIESC pentru România corespund politicilor şi măsurilor menţionate în cadrul proiectului PNIESC pentru Bulgaria, fără a menţiona alte comentarii şi sugestii suplimentare. În plus, în cadrul etapei de consultare publică regională se încadrează şi următoarele: ● Prezentarea componentei SRE din cadrul PNIESC în cadrul reuniunii CESEC/SRE Viena în data de 31 Ianuarie 2019; ● Prezentarea obiectivelor şi ţintelor SRE şi Eficienţă Energetică din proiectul PNIESC al României în cadrul reuniunii RACVIAC cu tema securitate energetică din data de 5 iunie 2019, Zagreb; ● Transmiterea către Ministerul Energiei din Bulgaria şi Ministerul Inovării şi Tehnologiei din Ungaria, la data de 13 Februarie 2019, a scrisorilor de informare cu privire la publicarea raportului integral PNIESC în limba engleză pe site-ul Ministerului Energiei; ● CESEC - "Regional Cooperation NECPs" din data de 11 Martie 2019, Bruxelles - crearea unui grup de lucru dedicat care a facilitat schimbul de opinii relevante pentru proiectul PNIESC şi implementarea acestuia. v. Procesul iterativ cu Comisia Europeană În temeiul Regulamentului (UE) nr. 2018/1999, fiecare stat membru are obligaţia de a prezenta Comisiei Europene un proiect final privind propriul plan naţional integrat privind energia şi clima pentru perioada 2021-2030, în conformitate cu art. 3 alin. (1) din Regulamentul menţionat şi cu Anexa nr. I la acesta. Primele proiecte ale planurilor integrate naţionale privind energia şi clima au fost prezentate la data de 31 decembrie 2018. România a prezentat propriul proiect de plan naţional integrat privind energia şi clima la data de 31 decembrie 2018. Prezentarea acestui proiect de plan constituie baza şi prima etapă a procesului iterativ dintre Comisie şi statele membre, al cărui scop este finalizarea planurilor naţionale integrate privind energia şi clima, într-o formă care să permită atingerea ţintelor comune UE în anul 2030. În perioada ianuarie-decembrie 2019, autorităţile române au discutat Proiectul PNIESC 2021-2030 în cadrul unor etape de consultări şi negocieri cu Comisia Europeană. În cadrul acestei etape, s-au derulat următoarele acţiuni: ● Participarea la rundele de consultare şi negociere; ● Susţinerea şi prezentarea Proiectului PNIESC 2021-2030 şi a principalelor sale rezultate, inclusiv justificarea utilizării altor variabile şi parametri decât cei recomandaţi de către Comisia Europeană; ● Analiza documentelor transmise de către Grupul de Lucru PNIESC constituit la nivelul COM prin intermediul Secretariatului Grupului de Lucru PNIESC constituit la nivel naţional. Tabel 4 - Lista sesiunilor de consultări şi negocieri cu Comisia Europeană
┌──────────┬─────────────┬───────────────┐
│Data │Reprezentanţi│Agenda │
│ │ │întâlnirii │
├──────────┼─────────────┼───────────────┤
│ │ │● Evaluarea │
│ │ │ţintei SRE la │
│ │ │nivelul anului │
│ │ │2030 din │
│ │ │perspectiva │
│ │ │aplicării │
│ │ │formulei │
│ │ │prevăzute în │
│ │ │Regulamentul de│
│ │ │Guvernanţă, │
│ │ │respectiv de │
│ │ │34% în cazul │
│ │ │României │
│ │ │● Evaluarea │
│ │ │nivelului de │
│ │ │ambiţie în │
│ │ │privinţa ţintei│
│ │ │de eficienţă │
│ │ │energetică │
│ │ │pentru 2030 │
│ │ │● Discutarea │
│ │ │aspectelor cu │
│ │ │privire la │
│ │ │sărăcia │
│ │ │energetică │
│ │ │● Discutarea │
│ │ │aspectelor cu │
│ │ │privire la │
│ │ │dimensiunea │
│ │ │securitate │
│ │ │energetică │
│ │ │(detalii │
│ │ │referitoare la │
│ │ │măsurile │
│ │ │aplicabile în │
│ │ │cazul │
│ │ │construirii de │
│ │ │noi capacităţi │
│ │ │nucleare, │
│ │ │îndeplinirea │
│ │ │ţintei privind │
│ │ │gradul de │
│ │ │interconectare │
│ │ │al reţelelor de│
│ │ │transport a │
│ │ │energiei │
│ │ │electrice, │
│ │● │asigurarea │
│ │Reprezentanţi│condiţiilor │
│ │Comisia │privind │
│ │Europeană │demararea │
│ │● │investiţiilor │
│18.07.2019│Reprezentanţi│în producţia de│
│ │Autorităţile │gaze naturale │
│ │Române │de pe platoul │
│ │● │continental al │
│ │Reprezentanţi│României din │
│ │Deloitte │Marea Neagră │
│ │ │etc.) │
│ │ │● Evaluarea │
│ │ │surselor/ │
│ │ │programelor de │
│ │ │finanţare │
│ │ │disponibile la │
│ │ │nivelul Uniunii│
│ │ │pentru a │
│ │ │sprijini │
│ │ │politicile şi │
│ │ │măsurile │
│ │ │necesare │
│ │ │îndeplinirii │
│ │ │ţintelor │
│ │ │asumate │
│ │ │● Analiza │
│ │ │prognozelor │
│ │ │macro-economice│
│ │ │utilizate în │
│ │ │PNIESC ex. │
│ │ │prognozele │
│ │ │privind PIB-ul │
│ │ │ţării sunt cu │
│ │ │cca. 30% mai │
│ │ │mari, în │
│ │ │scenariul cu │
│ │ │măsuri │
│ │ │adiţionale │
│ │ │(WAM), │
│ │ │respectiv cu 5%│
│ │ │mai mici în │
│ │ │scenariul cu │
│ │ │măsuri │
│ │ │existente │
│ │ │(WEM), decât │
│ │ │prognozele │
│ │ │utilizate în │
│ │ │mod oficial de │
│ │ │COM în │
│ │ │documentul │
│ │ │intitulat "2018│
│ │ │Ageing Report │
│ │ │Economic and │
│ │ │Budgetary │
│ │ │Projections for│
│ │ │the 28 EU │
│ │ │Member States │
│ │ │(2016- 2070)" │
├──────────┼─────────────┼───────────────┤
│ │ │● Prezentarea │
│ │ │situaţiei cu │
│ │ │care se │
│ │ │confruntă │
│ │ │România │
│ │ │● Ţinta de │
│ │ │energie │
│ │ │regenerabilă │
│ │ │2030 în │
│ │ │contextul │
│ │ │recomandărilor │
│ │ │Comisiei │
│ │ │Europene de │
│ │ │creştere a │
│ │ │nivelului de │
│ │ │ambiţie de la │
│ │ │27,9% la 34% │
│ │ │● Potenţialul │
│ │ │de biogaz şi │
│ │ │biomasă la │
│ │ │nivelul │
│ │ │României │
│ │● │● Reducerea │
│ │Reprezentanţi│emisiilor de │
│ │Comisia │gaze cu efect │
│ │Europeană DG │de seră │
│ │Clima │● Aplicarea │
│ │● │recomandărilor │
│16.10.2019│Reprezentanţi│Comisiei │
│ │Autorităţile │Europene si │
│ │Române │utilizarea │
│ │● │resurselor │
│ │Reprezentanţi│financiare │
│ │Deloitte │disponibile │
│ │ │necesare │
│ │ │implementării │
│ │ │măsurilor din │
│ │ │PNIESC │
│ │ │● Realizarea │
│ │ │evaluării de │
│ │ │mediu (SEA) a │
│ │ │PNIESC. │
│ │ │● Desfăşurarea │
│ │ │consultărilor │
│ │ │publice pentru │
│ │ │varianta finală│
│ │ │a PNIESC │
│ │ │● Stadiul │
│ │ │elaborării │
│ │ │Strategiei pe │
│ │ │Termen Lung │
│ │ │aferentă PNIESC│
│ │ │(LTS, 2050) │
│ │ │● Finalizarea │
│ │ │PNIESC până la │
│ │ │31 decembrie │
│ │ │2019 │
└──────────┴─────────────┴───────────────┘
Sursă: Deloitte În urma evaluării planurilor integrate trimise de toate statele membre UE, Comisia Europeană stabileşte dacă, în baza angajamentelor naţionale, se pot atinge ţintele asumate la nivelul Uniunii pentru anul 2030, respectiv: ● Obiectivul privind reducerea emisiilor interne de gaze cu efect de seră cu cel puţin 40% până în 2030, comparativ cu 1990; ● Obiectivul privind un consum de energie din surse regenerabile de 32% în 2030; ● Obiectivul privind îmbunătăţirea eficienţei energetice cu 32,5% în 2030; ● Obiectivul de interconectare a pieţei de energie electrică la un nivel de 15% până în 2030. În procesul de elaborare a recomandărilor, COM a ţinut seama, pe de o parte, de nevoia de a consolida anumite contribuţii planificate cuantificate ale tuturor statelor membre, pentru a evalua ambiţia la nivelul Uniunii şi, pe de altă parte, de nevoia de a oferi statului membru în cauză timp suficient pentru a acorda atenţia cuvenită recomandărilor Comisiei înaintea finalizării planului naţional. La data de 18 iunie 2019, Comisia Europeană a publicat "Recomandările Comisiei privind proiectul de plan naţional integrat privind energia şi clima al României pentru perioada 2021-2030", document prin intermediul căruia Comisia Europeană a emis o serie de recomandări. 1.4. Cooperarea regională în decursul elaborării planului i. Elementele care fac obiectul unor planificări comune sau coordonate cu alte state membre Nu este cazul. ii. Explicarea modului în care planul ia în considerare cooperarea regională Pentru moment, nu este cazul. 2. Obiective naţionale 2.1. Dimensiunea Decarbonare^6 ^6 Trebuie să se asigure consecvenţa cu strategiile pe termen lung, în temeiul art. 15 2.1.1. Emisiile şi absorbţiile GES i. Elementele prevăzute la art. 4 lit. (a) punctul 1 România îşi propune să aducă o contribuţie echitabilă la realizarea ţintei de decarbonare a Uniunii Europene şi va urma cele mai bune practici de protecţie a mediului. Aplicarea schemei EU-ETS şi respectarea ţintelor anuale de emisii pentru sectoarele non-ETS reprezintă angajamentele principale pentru realizarea ţintelor. Pentru sectoarele care fac obiectivul schemei EU-ETS, obiectivul general al României de reducere a emisiilor se ridică la aproximativ 44% până în 2030 faţă de anul 2005.^7 ^7 Regulamentul nr. 2018/842/UE al Parlamentului European şi al Consiliului privind reducerea anuală obligatorie a emisiilor de gaze cu efect de seră de către statele membre în perioada 2021-2030 în vederea unei contribuţii la acţiunile climatice de respectare a angajamentelor asumate în temeiul Acordului de la Paris şi de modificare a Regulamentului nr. 525/2013/UE Ca urmare a politicilor şi măsurilor preconizate, detaliate la Cap. 3, emisiile GES aferente sectorului ETS la nivelul anului 2030 arată un nivel de 39 mil. t echivalent CO2. Grafic 1 - Evoluţia istorică şi preconizată a emisiilor din sectoarele ETS şi non-ETS (a se vedea imaginea asociată) Sursă: Ministerul Mediului, Apelor şi Pădurilor, Inventarul Naţional de Emisii de Gaze cu Efect de Seră, 2018, Calcule Deloitte pe baza raportării României cu privire la prognozele emisiilor GES către Agenţia Europeană de Mediu Notă: Valorile emisiilor corespund prognozelor elaborate în cursul lunii decembrie 2018, conform Proiectului PNIESC; se estimează că valoarea finală pentru anul 2030 va scădea în urma diminuării consumului final de energie, precum şi a scăderii producţiei de energie din cărbune Emisiile din activităţile economice non-ETS pentru perioada 2021-2030 sunt stabilite în Regulamentul (UE) nr. 2018/842 AL PARLAMENTULUI EUROPEAN ŞI AL CONSILIULUI din 30 mai 2018 privind reducerea anuală obligatorie a emisiilor de gaze cu efect de seră de către statele membre în perioada 2021-2030 în vederea unei contribuţii la acţiunile climatice de respectare a angajamentelor asumate în temeiul Acordului de la Paris şi de modificare a Regulamentului (UE) nr. 525/2013 astfel încât să respecte angajamentele Comunităţii de reducere a emisiilor de gaze cu efect de seră până în anul 2030. Pentru România, Comisia Europeană a stabilit o ţintă de reducere cu 2% în 2030 faţă de nivelul din 2005,^8 în timp ce media pentru UE28 este o reducere de 30%. La atingerea acestei ţinte poate contribui, prin respectarea prevederilor şi condiţiilor aferente fiecărui SM, şi implementarea Regulamentului (UE) nr. 2018/841 al Parlamentului European şi al Consiliului cu privire la includerea emisiilor de gaze cu efect de seră şi a absorbţiilor rezultate din activităţi legate de exploatarea terenurilor, schimbarea destinaţiei terenurilor şi silvicultură în cadrul de politici privind clima şi energia pentru 2030 şi de modificare a Regulamentului nr. 525/2013/UE şi a Deciziei nr. 529/2013/UE, printr-o compensare de maxim 13,4 milioane tone CO2 echivalent pentru perioada 2021-2030. ^8 Regulamentul nr. 2018/841/UE, Anexa nr. 1 Potrivit proiecţiilor efectuate în cadrul elaborării PNIESC, emisiile GES totale în 2030 (EU-ETS şi non-ETS, excluzând LULUCF) vor fi de 118,35 mil. t CO2 echivalent.^9 ^9 Proiecţiile efectuate în cadrul prezentului plan, luând în considerare nivelurile de emisii preconizate în a 7- a comunicare naţională a României Procesul de decarbonare va fi influenţat şi de îndeplinirea următoarelor obiective strategice aferente economiei circulare: ● Creşterea ratei de reutilizare şi de reciclare a deşeurilor municipale la minimum 70% până în 2030 (minim 50% până la sfârşitul anului 2025); ● Reducerea cantităţii de deşeuri biodegradabile municipale depozitate la 35% din cantitatea de deşeuri biodegradabile municipale generată în anul 1995, până la sfârşitul anului 2020; ● Depozitarea până la finalul anului 2025 numai a deşeurilor supuse în prealabil unor operaţii de tratare; ● Creşterea ratei de reciclare a deşeurilor din ambalaje la 80% până în 2030, având ca obiective intermediare o rată de 60% până în 2020 şi de 70% până în 2025; ● Interzicerea depozitării materialelor reciclabile precum mase plastice, metale, sticlă, hârtie şi carton, precum şi a deşeurilor biodegradabile până în 2025, eliminare completă a depozitării deşeurilor până în 2030; ● Dezvoltarea pieţelor de materii prime secundare de înaltă calitate, inclusiv prin evaluarea valorii adăugate aduse de criteriile de stabilire a încetării statutului de deşeu aplicabile anumitor materiale; ● Creşterea gradului de valorificare energetică la minim 15% până la finalul anului 2025; ● Creşterea gradului de colectare separată a deşeurilor reciclabile pe trei fracţii (hârtie şi carton, plastic şi metal şi sticlă) astfel încât să se atingă o rată minimă de capturare de 52% în fiecare judeţ şi în municipiul Bucureşti. Aşadar, România va contribui la procesul de decarbonare al UE28, având în vedere că în 2030 totalul emisiilor de gaze cu efect de seră în sectoarele economiei naţionale vor fi reduse cu aproximativ 50% faţă de 1990. La această reducere vor contribui atât sectoarele cuprinse în sistemul ETS, cât şi activităţile non-ETS. Mai mult, emisiile GES ar putea fi reduse suplimentar conform scenariului WAM actualizat în urma recomandărilor COM, după finalizarea documentelor strategice elaborate de instituţiile guvernamentale din România. Astfel, următoarele raportări vor avea în vedere armonizarea cu PNIESC, urmând ca analiza menţionată mai sus să fie inclusă în viitoarele revizuiri ale planului. La momentul redactării PNIESC, Nivelul de Referinţă în Silvicultură (FRL) şi Planul Naţional de Contabilizare pentru Silvicultură (PNCS) erau în curs de elaborare. Actualizarea emisiilor/reţinerilor de GES din sectorul LULUCF, parte a Inventarului Naţional de Emisii de Gaze cu Efect de Seră (INEGES), cu impact asupra determinării FRL, prognozelor de emisii/reţineri de GES, sunt la momentul actual în curs de elaborare. Raportul Bienal nr. 4 are termen de finalizare 31 decembrie 2019^10, iar restul raportărilor îşi urmează cursul normal în 2020 şi încep cu 15 ianuarie, când se vor raporta către COM şi Agenţia Europeană de Mediu datele INEGES. ^10 https://www4.unfccc.int/sites/SubmissionsStaging/NationalReports/Documents/3791685_România-BR4- 1-BR4-România.pdf La momentul redactării PNIESC nu au existat versiuni draft suficient de avansate ale documentelor/raportărilor menţionate pentru a extrage şi procesa datele necesare unui calcul actualizat privind ţinta emisiilor GES. În concluzie, obiectivele cu privire la emisiile şi absorbţiile GES, precum şi politicile şi măsurile aferente, vor fi actualizate în PNIESC după finalizarea acestor documente strategice. ii. Dacă este cazul, alte obiective naţionale care sunt consecvente cu Acordul de la Paris şi cu strategiile pe termen lung existente. Dacă este cazul, în ceea ce priveşte contribuţia la îndeplinirea angajamentului general al Uniunii de reducere a emisiilor de GES, alte obiective de adaptare, dacă sunt disponibile Momentan, nu este cazul. 2.1.2. Energia din surse regenerabile i. Elementele prevăzute la art. 4 lit. (a) punctul 2 În procesul de setare a obiectivelor în ceea ce priveşte energia din surse regenerabile, România a urmărit recomandările Comisiei Europene şi prevederile pachetului "Energie Curată pentru Toţi Europenii". Având în vedere că la nivelul anului 2017 ponderea globală a energiei regenerabile în consumul final brut de energie a depăşit ţinta de 24% asumată pentru anul 2020 (24,5% în 2017, conform Eurostat), precum şi evoluţia aşteptată a acesteia, proiecţiile realizate pe baza ipotezelor utilizate la realizarea acestui Plan indică atingerea unei ponderi globale de 30,7% SRE la nivelul anului 2030. Pentru calculul ponderii globale SRE în consumul final de energie a fost utilizată metodologia de calcul prevăzută în Directiva (UE) nr. 2018/2001 privind promovarea utilizării energiei din surse regenerabile. Grafic 2 - Traiectoria orientativă a ponderii SRE în consumul final de energie, 2021 - 2030, [%] (a se vedea imaginea asociată) Sursă: Calcule Deloitte pe baza informaţiilor transmise de Grupul de lucru interinstituţional PNIESC şi a recomandărilor COM Ţinta SRE în punctele intermediare a fost calculată ca valoarea minimă prevăzută de Regulamentul (UE) nr. 2018/1999, şi anume: ● Până în 2022 traiectoria trebuie să atingă ţinta de cel puţin 18% din creşterea totală prevăzută în perioada 2020-2030, faţă de ţinta prevăzută la nivelul anului 2020 (24%); ● Până în 2025 traiectoria trebuie să atingă ţinta de cel puţin 43% din creşterea totală prevăzută în perioada 2020-2030, faţă de ţinta prevăzută la nivelul anului 2020 (24%); ● Până în 2027 traiectoria trebuie să atingă ţinta de cel puţin 65% din creşterea totală prevăzută în perioada 2020-2030, faţă de ţinta prevăzută la nivelul anului 2020 (24%) În conformitate cu Regulamentul (UE) nr. 2018/1999 al Parlamentului European şi al Consiliului din 11 decembrie 2018 privind guvernanţa uniunii energetice şi a acţiunilor climatice, analizele efectuate cu ocazia elaborării Planului arată încadrarea, respectiv depăşirea ţintelor intermediare pentru anii 2022, 2025 şi 2027. Nivelul de ambiţie cu privire la ponderea energiei din surse regenerabile a crescut în varianta revizuită a PNIESC, de la o cotă iniţială propusă de 27,9%, la o cotă revizuită de 30,7%, în urma recomandărilor COM elaborate pentru România şi transmise în data de 18.06.2019, precum şi a opiniilor şi comentariilor recepţionate în cursul consultărilor publice. Recalcularea cotei a fost efectuată şi în baza recomandării COM de a alinia prognozele naţionale macroeconomice la cele din "Ageing Report Economic & Budgetary Projections for the 28 EU Member States (2016 - 2070)", recomandare în urma căreia CNSP a elaborat şi a transmis noi prognoze macroeconomice. De asemenea, scăderea costului tehnologiilor SRE a influenţat creşterea prognozată a acestor capacităţi, iar cuplarea cu alte măsuri de sporire a flexibilităţii sistemului va compensa scăderea ponderii de energie electrică pe bază de cărbune, ţinând cont de costurile privind conformarea la obligaţiile de mediu. România a ales să adopte o abordare relativ prudentă cu privire la nivelul de ambiţie, ţinând cont de particularităţile naţionale care ţin atât de stabilitatea şi siguranţa SEN şi necesitatea capacităţilor de stocare, precum şi de impactul asupra preţului la consumator a costurilor de investiţii, dar şi având în vedere că Regulamentul (UE) nr. 2018/1999 stipulează faptul că în viitoarele revizuiri ale PNIESC ajustarea cotelor se poate face numai în sensul creşterii. În conturarea acestei abordări, trebuie menţionat faptul că procesul de implementare a recomandărilor s-a confruntat şi cu o lipsă a datelor necesare creşterii nivelului de ambiţie în zona recomandată de COM şi elaborării unui plan mai detaliat cu privire la măsurile, acţiunile, resursele financiare avute în vedere de autorităţile române pentru îndeplinirea ţintelor de RES în perioada 2021-2030. Ca exemplu, faptul că la acest moment nu sunt disponibile date oficiale cu privire la potenţialul real al resurselor de biogaz şi biomasă la nivel naţional, situaţie îngreunată şi de existenţa unui cadru legislativ neclar în acest domeniu, care nu permite o încadrare clară a anumitor resurse naturale în categoria biomasei (un exemplu în acest sens fiind lemnul de foc, resursă care este folosită pe scară largă în zona rurală drept combustibil pentru încălzire), reprezintă o constrângere suplimentară. Astfel de situaţii/factori au fundamentat decizia României de a adopta o abordare prudentă. Cu toate acestea, în condiţiile inexistenţei unor bariere legislative pentru creşterea capacităţilor SRE şi a disponibilităţii unor instrumente de finanţare pentru 2021-2030, deosebit de prietenoase pentru SRE, acestea se vor putea dezvolta în funcţie de cererea pieţei, iar capacităţile dezvoltate vor putea depăşi valoarea propusă la acest moment în Plan, dacă cererea din piaţă şi potenţialul efectiv utilizabil vor permite acest lucru. De asemenea, o nouă analiză/ajustare a ţintei pentru anul 2030 va putea fi efectuată odată cu revizia PNIESC, moment la care o serie de strategii încă în curs de dezvoltare vor fi fost finalizate şi aprobate şi la care, de asemenea, vor putea fi cunoscute şi estimate mult mai bine, la nivel naţional, efectele implementării Directivei (UE) nr. 2018/410 şi ale programelor de susţinere a Green Deal. ii. Traiectoriile estimate privind ponderea sectorială a energiei din surse regenerabile în consumul final brut de energie în perioada 2021-2030 în sectorul energiei electrice, al încălzirii şi al răcirii şi în sectorul transporturilor Ponderea totală a energiei din surse regenerabile în consumul final brut de energie înglobează contribuţia energiei regenerabile a fiecărui sector la consumul final de energie. Ponderile sectoriale ale energiei din SRE au fost calculate având ca bază metodologică prevederile Directivei (UE) nr. 2018/2001 privind promovarea utilizării energiei din surse regenerabile, inclusiv anexele relevante. Contribuţia României la atingerea ţintelor stabilite la nivelul anului 2030 este ilustrată în graficele de mai jos, pe baza scenariului WAM, respectiv a ipotezelor şi proiecţiilor de calcul utilizate. Grafic 3 - Traiectoria orientativă a ponderii energiei din surse regenerabile în consumul final brut de energie electrică, 2021 - 2030 (a se vedea imaginea asociată) Sursă: Calcule Deloitte pe baza informaţiilor transmise de Grupul de lucru interinstituţional PNIESC şi a recomandărilor COM Pentru calculul ponderii energiei din surse regenerabile în consumul final brut de energie electrică au fost utilizate valorile normalizate ale energiei electrice produse din sursă hidroelectrică şi respectiv eoliană, conform metodologiei descrise în Directiva (UE) nr. 2018/2001, Anexa nr. II. Grafic 4 - Traiectoria orientativă a ponderii energiei din surse regenerabile în consumul final brut de energie în sectorul încălzire şi răcire, 2021 - 2030 (a se vedea imaginea asociată) Sursă: Calcule Deloitte pe baza informaţiilor transmise de Grupul de lucru interinstituţional PNIESC şi a recomandărilor COM Conform ipotezelor de calcul utilizate, consumul final brut de energie din surse regenerabile utilizată în sectorul de Î&R este preconizat a creşte cu 24% în perioada 2021 - 2030, având în vedere disponibilitatea surselor de biomasă (în principal lemne de foc şi deşeuri agricole), cu respectarea criteriilor de durabilitate. O alternativă la nivelul anului 2030 o reprezintă introducerea pompelor de căldură în satisfacerea nevoilor de încălzire (în contextul scăderii estimate a costurilor pompelor de căldură de cel puţin 25% la nivelul anului 2030, comparativ cu valorile din prezent, fără a lua în calcul măsurile de sprijin la nivel naţional şi european, care ar putea conduce la o scădere şi mai accentuată a acestor costuri^11), precum şi instalarea de panouri solare pe acoperişuri. ^11 Technology pathways in decarbonisation scenarios, E3 Modelling, Ecofys, Tractebel, Iulie 2018 Ipotezele de calcul au luat în considerare cele mai eficiente investiţii din punct de vedere al costurilor, pentru a acoperi necesarul de căldură la nivel naţional, având în vedere disponibilitatea crescută estimată pentru utilizarea gazului natural în procesele de încălzire, precum şi dispersia locuinţelor/locuitorilor în zonele rurale ale României. România se confruntă cu anumite constrângeri în vederea atingerii ţintei orientative prevăzută la art. 23 din Directiva (UE) nr. 2018/2001, nu în ultimul rând din cauza faptului că ponderea SRE în sectorul de încălzire şi răcire este deja relativ crescută, fiind estimată la 25,6% în 2020. Acest fapt se datorează ponderii semnificative a biomasei folosite la nivel naţional care, conform definiţiilor COM, este considerată SRE. Subiectul, însă, este unul sensibil pentru România, deoarece la nivel naţional nu există statistici clare cu privire la potenţialul real de biomasă^12, iar cadrul legislativ naţional neclar în acest domeniu conduce la unele incertitudini cu privire la încadrarea anumitor resurse, precum lemnul de foc, care este folosit la un nivel ridicat în special în zonele rurale, în categoria biomasei. Adiţional, având în vedere faptul că această ţintă este exprimată ca raport între cantitatea de SRE şi consumul final brut de energie, ambele variabile pot influenţa valoarea ţintei. Aşadar, incertitudini cu privire la consumul final brut de energie, care poate fi afectat de diverşi factori, precum condiţiile meteorologice sau volumul şi tipul de activitate industrială, pot conduce la dificultăţi în atingerea ţintei pe Î&R. ^12 Indicaţii preliminare în acest sens există în Planul Naţional de Contabilizare a Pădurilor pentru România, lansat în consultare publică la data de 6 decembrie 2019 România va depune eforturi, descrise în cadrul planului, pentru a spori nivelul de ambiţie în domeniul SRE, însă consideră că este important ca dificultăţile şi constrângerile menţionate mai sus să fie luate în considerare. Ţinta SRE din sectorul încălzirii şi răcirii a fost actualizată luând în considerare, pe lângă recomandările COM de creştere a nivelului de ambiţie în acest sens, şi Strategia de Renovare pe Termen Lung elaborată de Ministerul Dezvoltării, Lucrărilor Publice şi Administraţiei. De asemenea, ţinta SRE a fost actualizată ţinând cont şi de utilizarea sustenabilă a biomasei în sectorul energetic. În contextul prevederilor Directivei (UE) nr. 2018/2001 privind promovarea utilizării energiei din surse regenerabile, România îşi propune să exploreze diferite modalităţi de depăşire a barierelor structurale menţionate mai sus, în vederea atingerii ţintei indicative de 1,3% pe an, până la nivelul anului 2030. Grafic 5 - Traiectoria orientativă a ponderii energiei din surse regenerabile în consumul final brut de energie în sectorul transporturilor, 2021 - 2030 (a se vedea imaginea asociată) Sursă: Calcule Deloitte pe baza informaţiilor transmise de Grupul de lucru interinstituţional PNIESC şi a recomandărilor COM În cazul energiei din surse regenerabile în sectorul transporturilor, a fost setată o ţintă la nivel european de 14% din consumul final de energie în transporturi la nivelul anului 2030, pentru fiecare stat membru. Proiecţiile planului indică o electrificare accelerată în sectorul transporturilor, pe baza setului de priorităţi identificat, precum şi pe ipoteza convergenţei costurilor vehiculelor uşoare electrice cu cele ale automobilelor cu combustie internă, la nivelul anului 2024, conform unor studii independente^13. Astfel, la nivelul anului 2030, sunt prevăzute a fi în circulaţie aproximativ 700.000 de autoturisme electrice private (inclusiv hibrid) şi aproximativ 650.000 de puncte de încărcare (din care aproximativ 40.000 în regim de încărcare rapidă şi semi-rapidă). Ţinta la nivelul anului 2030 ia în calcul nivelul actual al cotei SRE-T (6,56% la nivelul anului 2017) şi implicit eforturile necesare pentru a ajunge la o valoare de 14,2% în 2030. ^13 Energy Transition Outlook 2018, Executive Summary, A global and regional forecast to 2050, DNV-GL În calculul ponderii energiei din surse regenerabile în consumul final brut de energie în sectorul transporturilor s-a utilizat metodologia de calcul descrisă prin Directiva (UE) nr. 2018/2001 privind promovarea utilizării energiei din surse regenerabile. Astfel, multiplicatorii utilizaţi în calculul SRE-T după anul 2020 au fost cei prevăzuţi în Directiva menţionată anterior, Art. 27, şi anume: ● Ponderea biocombustibililor şi biogazului utilizat în transporturi şi produs din materiile prime menţionate în Anexa nr. IX a fost considerată egală cu dublul conţinutului său energetic (x2); ● Ponderea energiei electrice din surse regenerabile utilizată în transportul rutier a fost considerată egală cu de patru ori conţinutul său energetic (x4); ● Ponderea energiei electrice din surse regenerabile utilizată în transportul feroviar a fost considerată egală cu de 1,5 ori conţinutul său energetic (x1,5). De asemenea, în calculul ţintei s-a avut în vedere ca ponderea biocombustibililor şi a biolichidelor, precum şi a combustibililor din biomasă consumaţi în transporturi (biocombustibili convenţionali) să nu depăşească mai mult de 7% din consumul final de energie din sectorul transportului rutier şi feroviar, aşa cum este menţionat în Directiva (UE) nr. 2018/2001, Art. 26. iii. Traiectoriile estimate, defalcate per tehnologie de energie din surse regenerabile pe care statul membru intenţionează să le folosească pentru a obţine traiectoriile sectoriale şi traiectoria globală pentru energia din surse regenerabile în perioada 2021-2030, inclusiv consumul final brut total de energie preconizat per tehnologie şi per sector, în Mtep, şi puterea totală instalată planificată (împărţită în capacitate nouă şi repowering) per tehnologie şi per sector, în MW Având în vedere ipotezele de calcul utilizate de echipa de proiect (bazate în principal pe baza informaţiile transmise de Grupul de lucru interinstituţional PNIESC), traiectoriile estimate, defalcate per tehnologie de energie din SRE pe care România intenţionează să le folosească pentru a îndeplini traiectoriile sectoriale şi cea globală, se regăsesc în tabele de mai jos: Tabel 5 - Traiectoria estimativă, defalcată per tehnologie, a energiei din surse regenerabile în consumul final brut de energie electrică, 2021-2030, [ktep]
┌──────────────┬───────┬───────┬───────┐
│ktep │2020 │2025 │2030 │
├──────────────┼───────┼───────┼───────┤
│Hidroenergie^ │1.415,9│1.457,9│1.460,3│
│14 │ │ │ │
├──────────────┼───────┼───────┼───────┤
│Eolian^15 │564,6 │828,8 │1004,9 │
├──────────────┼───────┼───────┼───────┤
│Solar │170,4 │424,6 │632,6 │
├──────────────┼───────┼───────┼───────┤
│Alte surse │77,4 │77,4 │77,4 │
│regenerabile │ │ │ │
├──────────────┼───────┼───────┼───────┤
│Total consum │ │ │ │
│final brut de │ │ │ │
│energie │2,228,4│2.788,7│3.175,2│
│electrică din │ │ │ │
│surse │ │ │ │
│regenerabile │ │ │ │
└──────────────┴───────┴───────┴───────┘
^14 Valori normalizate conform Anexei nr. II din Directiva nr. 2001/2018, energia electrică produsă în centrale de acumulare prin pompare din apa pompată anterior în sens ascendent exclusă ^15 Valori normalizate conform Anexei nr. II din Directiva nr. 2001/2018 Sursă: Calcule Deloitte pe baza informaţiilor transmise de Grupul de lucru interinstituţional PNIESC şi a recomandărilor COM Tabel 6 - Evoluţia preconizată a energiei din surse regenerabile, precum şi a consumului final brut de energie în sectorul Încălzire & Răcire, 2021-2030, [ktep]
┌──────────────┬───────┬───────┬───────┐
│ktep │2020 │2025 │2030 │
├──────────────┼───────┼───────┼───────┤
│Consum final │3.481,2│3.892,1│4.026,5│
│de energie │ │ │ │
├──────────────┼───────┼───────┼───────┤
│Căldură │76,2 │170,0 │263,7 │
│derivată │ │ │ │
├──────────────┼───────┼───────┼───────┤
│Pompe de │- │55,0 │119,6 │
│căldură │ │ │ │
├──────────────┼───────┼───────┼───────┤
│Total consum │ │ │ │
│final brut de │ │ │ │
│energie │ │ │ │
│electrică din │ │ │ │
│surse │3.557,4│4.117,0│4.409,8│
│regenerabile │ │ │ │
│în sectorul │ │ │ │
│Încălzire & │ │ │ │
│Răcire │ │ │ │
└──────────────┴───────┴───────┴───────┘
Sursă: Calcule Deloitte pe baza informaţiilor transmise de Grupul de lucru interinstituţional PNIESC şi a recomandărilor COM Tabel 7 - Traiectoria estimativă, defalcată per tehnologie, a energiei din surse regenerabile în consumul final brut de energie în sectorul transporturilor, 2021-2030, [ktep]
┌────────────────────┬─────┬─────┬─────┐
│ktep │2020 │2025 │2030 │
├────────────────────┼─────┼─────┼─────┤
│Energie electrică │ │ │ │
│din surse │2,2 │10,5 │55,7 │
│regenerabile în │ │ │ │
│transportul rutier │ │ │ │
├────────────────────┼─────┼─────┼─────┤
│Energie electrică │ │ │ │
│din surse │46,9 │72,2 │97,6 │
│regenerabile în │ │ │ │
│transportul feroviar│ │ │ │
├────────────────────┼─────┼─────┼─────┤
│Energie electrică │ │ │ │
│din surse │1,3 │5,3 │16,2 │
│regenerabile în alte│ │ │ │
│tipuri de transport │ │ │ │
├────────────────────┼─────┼─────┼─────┤
│Biocarburanţi de │505,7│490,5│474,3│
│generaţia I^16 │ │ │ │
├────────────────────┼─────┼─────┼─────┤
│Biocarburanţi de │- │40,5 │63,6 │
│generaţia a II-a^17 │ │ │ │
├────────────────────┼─────┼─────┼─────┤
│Total consum final │ │ │ │
│brut de energie din │ │ │ │
│surse regenerabile │635,4│728,4│989,9│
│în sectorul │ │ │ │
│transporturilor │ │ │ │
└────────────────────┴─────┴─────┴─────┘
^16 Biocombustibilii de generaţia I sunt consideraţi acei biocombustibili produşi din surse tradiţionale, ce nu sunt cuprinse în Directiva nr. 2018/2001, Anexa nr. IX ^17 Biocarburanţii de generaţia a II-a sunt consideraţi ca fiind biocombustibili avansaţi, produşi din materiile prime enumerate în Directiva nr. 2018/2001, Anexa nr. IX Sursă: Calcule Deloitte pe baza informaţiilor transmise de Grupul de lucru interinstituţional PNIESC şi a recomandărilor COM Evoluţia capacităţilor instalate pentru perioada 2021 - 2030 indică o creştere faţă de totalul capacităţilor instalate în anul 2018, conform proiecţiilor de calcul aferente politicilor şi măsurilor viitoare, având în vedere tendinţa de creştere a cererii de energie electrică. Proiecţiile la nivelul anului 2030 prevăd o creştere a capacităţilor eoliene până la o putere de 5.255 MW şi a celor fotovoltaice de până la aprox. 5.054 MW, aşa cum este ilustrat în graficul de mai jos. În ceea ce priveşte evoluţia preconizată a capacităţilor pe bază de gaze naturale, deşi Planul de Dezvoltare şi Decarbonare al CE Oltenia 2020 - 2030 prezintă o capacitate adiţională de gaze naturale de 1.400 MW începând cu anul 2024 (pentru mai multe detalii a se vedea secţiunea 3.3.i), având în vedere vechimea capacităţilor existente de gaze naturale, se estimează că scăderea datorată scoaterii din funcţiune a acestora va depăşi creşterea prevazută prin capacităţile noi. Cu toate acestea, producţia brută de energie electrică din gaze naturale va creşte (pe baza unei eficienţe crescute a capacităţilor noi şi a creşterii gradului de utilizare a celor existente). Grafic 6 - Traiectoria orientativă a capacităţii nete instalate, pe surse, [MW] (a se vedea imaginea asociată) Sursă: Calcule Deloitte pe baza informaţiilor transmise de Grupul de lucru interinstituţional PNIESC şi a recomandărilor COM Pentru a putea îndeplini traiectoria cotei SRE globale propusă în PNIESC, noile capacităţi nete de producţie a energiei din SRE necesar a fi instalate sunt: a) Eolian: ● + 822 MW capacitate instalată suplimentar în 2022 faţă de 2020; ● + 559 MW capacitate instalată suplimentar în 2025 faţă de 2022; ● + 556 MW capacitate instalată suplimentar în 2027 faţă de 2025; ● + 365 MW capacitate instalată suplimentar în 2030 faţă de 2027. b) Solar: ● + 994 MW capacitate instalată suplimentar în 2022 faţă de 2020; ● + 1.037 MW capacitate instalată suplimentar în 2025 faţă de 2022; ● + 528 MW capacitate instalată suplimentar în 2027 faţă de 2025; ● + 1.133 MW capacitate instalată suplimentar în 2030 faţă de 2027. De asemenea, la orizontul 2027 - 2030, suplimentar instalării de capacităţi adiţionale eoliene şi solare, va fi necesară păstrarea capacităţii existente în prezent, prin repowering. În acest sens, capacităţile rezultate în urma activităţii de repowering considerate la întocmirea prezentului Plan sunt de: ● Eolian [ ] ~ 3 GW capacitate instalată repowering; ● Solar [ ] ~ 1,35 GW capacitate instalată repowering. În ceea ce priveşte consumul final brut de energie, conform scenariului WAM, se preconizează o creştere de aprox. 2,7% în perioada 2021-2030, cu o creştere accentuată până în 2025, urmând apoi o scădere datorată măsurilor de eficienţă energetică, aşa cum poate fi observat şi în graficul de mai jos. Acest consum este defalcat pe cele 3 sectoare de interes: încălzire şi răcire, energie electrică şi transport. Potrivit proiecţiilor de calcul, la nivelul anului 2030, sectorul de încălzire şi răcire este responsabil de aprox. 50% din consumul final brut de energie. Grafic 7 - Traiectoria orientativă a consumului final brut de energie, pe sectoare, [ktep] (a se vedea imaginea asociată) Sursă: Calcule Deloitte pe baza informaţiilor transmise de Grupul de lucru interinstituţional PNIESC şi a recomandărilor COM iv. Traiectoriile estimate privind cererea de bioenergie, defalcată pe energie termică, energie electrică şi transporturi, şi privind oferta de biomasă, defalcată pe materii prime şi pe provenienţă (făcând distincţie între producţia internă şi importuri). Pentru biomasa forestieră, o evaluare a sursei sale şi impactul asupra absorbantului LULUCF Conform "Planului naţional de contabilizare a pădurilor pentru România", elaborat de Ministerul Mediului, Apelor şi Pădurilor şi aflat la momentul actual în stadiul de consultare publică, volumul de biomasă vie va evolua până în anul 2025 conform graficului de mai jos. Grafic 8 - Evoluţia volumului de biomasă vie până în 2025 [mil. mc] (a se vedea imaginea asociată) Sursă: Ministerul Mediului, Apelor şi Pădurilor, Planul naţional de contabilizare a pădurilor din România, Deloitte Potenţialul de biomasă din agricultură, reprezentat în principal de tulpini, inclusiv ciocălăi de porumb a fost estimat între 21,5 şi 35,8 milioane de tone, având drept referinţă producţia anului 2017, conform Institutului Naţional de Cercetare-Dezvoltare Agricolă Fundulea. v. Dacă este cazul, alte traiectorii şi obiective naţionale, inclusiv pe termen lung sau sectoriale (de exemplu, ponderea energiei din surse regenerabile în termoficarea centralizată, utilizarea energiei din surse regenerabile în clădiri, energia din surse regenerabile produsă de oraşe, de comunităţi energetice şi de consumatori autonomi, energia recuperată din nămolul obţinut în urma tratării apelor reziduale) Potrivit datelor disponibile şi scenariului WAM, cantitatea de energie regenerabilă utilizată în termoficarea centralizată, având ca sursă energia geotermală, este proiectată să crească de la 31 ktep în 2016^18 la 45 ktep la nivelul anului 2030. ^18 Raportul de progres al României privind promovarea şi utilizarea energiei din surse regenerabile în conformitate cu art. 22 din Directiva nr. 2009/28/CE În contextul strategiilor de tip "Smart City" în curs de elaborare (ex. Bucureşti, Cluj-Napoca), autorităţile locale au planificate o serie de proiecte orientate către producerea de energie electrică şi termică din surse regenerabile, utilizând panouri fotovoltaice, panouri solare termice sau biomasă. Cu privire la utilizarea energiei din surse regenerabile în clădiri, informaţii pot fi regăsite şi în secţiunea 2.2.ii. De asemenea, Strategia de Renovare pe Termen Lung prezintă informaţii cu privire la evoluţia preconizată a utilizării SRE în clădirile rezidenţiale, guvernamentale şi comerciale. Detalii concrete cu privire la acest proiect se regăsesc în Capitolul 3, secţiunile 3.1.2 "Energia din surse regenerabile" (Dimensiunea Decarbonare), respectiv 3.2 "Dimensiunea Eficienţă Energetică". Referitor la opţiunea de valorificare energetică a nămolului uzat, constituită de incinerarea dedicată a nămolului şi recuperarea energiei aferente, potrivit Strategiei Naţionale de Gestionare a Nămolurilor de Epurare, operaţiunea presupune investiţii şi costuri de operare mari care ar putea fi fezabile doar în unele regiuni din România (Bucureşti - Ilfov). 2.2. Dimensiunea Eficienţă Energetică i. Elementele prevăzute la art. 4 lit. (b) Dimensiunea Eficienţă Energetică are o importanţă semnificativă în PNIESC 2021-2030, întrucât pachetul "Energie Curată pentru Toţi Europenii" prioritizează eficienţa energetică în procesul de tranziţie către o energie curată. Prin obiectivele asumate în domeniu, România trebuie să contribuie la îndeplinirea ţintei Uniunii privind eficienţa energetică (un consum de energie primară de maxim 1.273 Mtep, respectiv de 956 Mtep energie finală).^19 Astfel, ţinta globală este de cel puţin 32,5% în 2030 la nivelul UE, aşa cum se menţionează la art. 1 alin. (1) şi la art. 3 alin. (5) din Directiva nr. 2012/27/UE, obiectiv care poate fi revizuit în sens ascendent în anul 2023. ^19 Art 3 alin. (4) Directiva nr. 2012/27/UE, a se vedea propunerea pentru modificarea directivei Având în vedere ipotezele şi proiecţiile de calcul utilizate, care iau în considerare creşterea producţiei industriale şi a nivelului de trai - reflectat în creşterea consumului de energie, consumul primar de energie este preconizat să atingă 32,3 Mtep în 2030, faţă de un nivel de 32,1 Mtep în 2020. Raportat la prognoza consumului de energie primară aferentă anului 2030, aşa cum a fost calculată în scenariul PRIMES 2007 pentru România, respectiv 58,7 Mtep, scenariul WAM indică o scădere de 45,1% la nivelul anului 2030. În contextul măsurilor şi politicilor adiţionale, România ţinteşte la 2030 un consum primar de energie de 32,3 Mtep, respectiv un consum final de energie de 25,7 Mtep. Grafic 9 - Consum de energie primară şi finală la nivelul anului 2030 [Mtep] (a se vedea imaginea asociată) Sursă: PRIMES 2007; Calcule Deloitte pe baza informaţiilor transmise de Grupul de lucru interinstituţional PNIESC şi a recomandărilor COM Traiectoriile consumului primar, cât şi al celui final de energie indică o reducere mai lentă în perioada 2020 - 2025, înregistrând scăderi de 2,4% în cazul consumului primar, respectiv de 2,9% în cazul consumului final. Politicile şi măsurile pe care România îşi propune să le adopte pentru realizarea ţintelor de consum au o sferă largă de aplicare şi necesită, după caz, o perioadă mai lungă de confirmare a efectelor generate. Din acest motiv, majoritatea efectelor consistente în sensul reducerii consumului de energie, se vor resimţi începând cu anul 2025, când tendinţa reducerilor este în creştere, fiind influenţată de efectele investiţiilor realizate în perioada 2020 - 2025. Astfel, traiectoria indică o creştere a economiilor de la 38,4% în 2025 la 45,1% în 2030 pentru consumul primar, respectiv de la 34,0% la 40,4% pentru consumul final în aceeaşi perioadă, în raport cu scenariul de referinţă PRIMES 2007. Grafic 10 - Traiectorie orientativă privind contribuţia României la obiectivele Uniunii Europene de eficienţă energetică [%] (a se vedea imaginea asociată) Sursă: PRIMES 2007; Calcule Deloitte pe baza informaţiilor transmise de Grupul de lucru interinstituţional PNIESC şi a recomandărilor COM Pe de altă parte, pentru a urmări îndeplinirea ţintei de noi economii obligatorii de energie a fost elaborată o traiectorie bazată pe conformarea la prevederile Art. 7 din Directiva (UE) nr. 2018/2002, care prevede o reducere minimă a consumului final de energie în cuantum de 0,8% pe an pentru perioada 2021 - 2030, comparativ cu media consumului înregistrat în perioada 2016 - 2018. Măsurile aferente atingerii acestor economii vor fi orientate şi spre combaterea sărăciei energetice (a se vedea Cap. 2.4.4.) Calculul ţintei de economie implică identificarea cantităţii de energie finală consumată la nivel naţional în anii menţionaţi mai sus. Tabelul de mai jos prezintă date despre situaţia din România: Tabel 8 - Consum final de energie şi consumul mediu de energie în perioada 2016-2018 [Mtep]
┌───────────────────────┬────┬────┬────┐
│Indicator │2016│2017│2018│
├───────────────────────┼────┼────┼────┤
│Consum final de energie│22,2│23,2│23,5│
├───────────────────────┼────┴────┴────┤
│Media consumului final │ │
│de energie pentru │22,9 │
│perioada 2016- 2018 │ │
├───────────────────────┼──────────────┤
│Economii noi anuale de │ │
│energie │ │
│(corespunzătoare │0,18 │
│obiectivului minim │ │
│anual de 0,8%) │ │
└───────────────────────┴──────────────┘
Sursă: Eurostat, Calcule Deloitte Obiectivul cumulat de economisire a energiei conform art.ui 7, aliniatul (1), lit. b, se realizează printr-o creştere treptată a procentului anual, după cum urmează: 0,5% în 2021 şi 2022, 0,7% în 2023, 0,8% în 2024, 2025 şi 2026, 1,375% în 2027 şi apoi 1,5% până la 2030. Valoarea cumulată a economiilor de energie în perioada vizată este echivalentă cu 10,12 milioane tep, eşalonarea fiind prezentată în tabelul următor: Tabel 9 - Eficienţa energetică ce va fi obţinută în perioada 2021-2030 pe baza consumului mediu final de energie din perioada 2016-2018 [Mtep]
┌────┬─────────────────────────────────────────────────┬─────┐
│An │Economie de energie anuală │TOTAL│
├────┼────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┼─────┤
│2021│0,11│ │ │ │ │ │ │ │ │ │0,11 │
├────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼─────┤
│2022│0,11│0,11│ │ │ │ │ │ │ │ │0,23 │
├────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼─────┤
│2023│0,11│0,11│0,16│ │ │ │ │ │ │ │0,39 │
├────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼─────┤
│2024│0,11│0,11│0,16│0,18│ │ │ │ │ │ │0,57 │
├────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼─────┤
│2025│0,11│0,11│0,16│0,18│0,18│ │ │ │ │ │0,76 │
├────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼─────┤
│2026│0,11│0,11│0.16│0,18│0,18│0,18│ │ │ │ │0,94 │
├────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼─────┤
│2027│0,11│0,11│0,16│0,18│0,18│0,18│0,32│ │ │ │1,26 │
├────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼─────┤
│2028│0,11│0,11│0,16│0,18│0,18│0,18│0,32│0,34│ │ │1,60 │
├────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼─────┤
│2029│0,11│0,11│0,16│0,18│0,18│0,18│0,32│0,34│0,34│ │1,95 │
├────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼─────┤
│2030│0,11│0,11│0,16│0,18│0,18│0,18│0,32│0,34│0,34│0,34│2,29 │
├────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┼─────┤
│TOTAL eficienţă energetică cumulată în perioada 2021- │10,12│
│2030^20 │ │
└──────────────────────────────────────────────────────┴─────┘
^20 Valorile totale prezentate ar putea să nu coincidă cu suma componentelor din cauza rotunjirii Sursă: Calcule Deloitte pe baza informaţiilor transmise de Grupul de lucru interinstituţional PNIESC şi a recomandărilor COM Notă: Valorile îngroşate reprezintă economii de energie datorate măsurilor noi anuale În acest context, România ar putea apela la mecanismul de flexibilitate prevăzut de legislaţia aplicabilă, pentru a acoperi până la 35% din cantitatea anuală necesară pentru economiile de energie, utilizând una sau mai multe dintre următoarele măsuri: ● Economiile de energie rezultate din transformare, transport şi distribuţie, inclusiv încălzire şi răcire eficientă, să fie luate în calcul pentru cantitatea totală cerută pentru economiile de energie; ● Luarea în calcul a economiilor de energie realizate la nivel individual prin activităţi începute după data de 1 ianuarie 2018 şi până la data de 31 decembrie 2020, care continuă să realizeze economii de energie şi după anul 2020. ii. Etapele orientative pentru 2030, 2040 şi 2050, indicatorii măsurabili ai progresului, stabiliţi la nivel intern, precum şi contribuţiile acestora la obiectivele Uniunii în materie de eficienţă energetică, astfel cum sunt menţionate în foile de parcurs stabilite în cadrul strategiilor de renovare pe termen lung pentru parcul naţional de clădiri rezidenţiale şi nerezidenţiale, atât publice, cât şi private, în conformitate cu art. 2a din Directiva nr. 2010/31/UE Strategia de Renovare pe Termen Lung (SRTL) propune măsurile de îmbunătăţire a eficienţei energetice, reducere a emisiilor de gaze cu efect de seră, precum şi cele de creştere a ponderii energiei din surse regenerabile în consumul total de energie prin renovarea stocului naţional de clădiri. Într-un consum final estimat pentru anul 2019 de 22,86 Mtep, stocul naţional de clădiri are o pondere de 41,64%, având un consum estimat de 9,52 Mtep. Strategia propune 3 pachete de renovare (minimal, mediu, maximal) pentru clădirile situate în 3 zone climatice ale României: ● Pachetul 1 (minimal) - presupune renovarea până la un nivel care să respecte legislaţia naţională, nivel apropiat de clasa C corespunzătoare unui Certificat de Performanţă Energetică; ● Pachetul 2 (mediu) - presupune renovarea structurală a clădirii pentru a evita efectul de blocare sau implementarea unor măsuri insuficiente, care necesită înlocuirea ulterioară pentru atingerea viitoarelor obiective de Clădiri cu Consum de Energie Aproape Zero (NZEB), precum şi utilizarea minimală a soluţiilor de obţinere a energie din surse regenerabile; ● Pachetul 3 (maximal) - presupune renovarea clădirii până la nivelul la care să poată fi considerată o Clădire cu Consum de Energie Aproape Zero (NZEB) prin utilizarea extensivă a soluţiilor de îmbunătăţire a eficienţei energetice precum şi a soluţiilor de obţinere a energiei din surse regenerabile (panouri fotovoltaice, panouri solare pentru apă caldă, pompe geotermale). Selecţia pachetelor de renovare se face pe baza unei analize multicriteriale, scopul fiind acela de a atinge o clasă energetică A pentru toate tipurile de clădiri cu excepţia locuinţelor unifamiliale (LUF), pentru care clasa energetică B este considerată acceptabilă. Strategia conţine 3 scenarii cu diferite ipoteze, fiecare confruntându-se cu diverse dificultăţi de ordin financiar şi social. De asemenea, strategia conţine şi un scenariu de bază care are ca ipoteză continuarea renovărilor în ritmul actual, acesta fiind utilizat pentru comparaţia scenariilor. În urma analizei detaliate efectuate în cadrul strategiei, decizia MDLPA - la momentul redactării prezentului document - este în linie cu rezultatele Scenariului 2. Acesta are ca ipoteză o creştere mai accentuată a ritmului de realizare a renovărilor pentru perioada 2021 - 2030 în comparaţie cu primul scenariu. Scenariul 2 vizează renovarea unei porţiuni mai mari de clădiri cu performanţele cele mai scăzute pentru a atinge o eficienţă energetică mai mare până în anul 2030 în comparaţie cu Scenariul 1. Aşadar, scenariul 2 presupune o pondere crescută a condominiilor rezidenţiale întrucât acestea au cel mai mare potenţial de îmbunătăţire a eficienţei energetice. De asemenea, în comparaţie cu Scenariul 3, care este mai puţin fezabil având în vedere caracteristicile sectorului de construcţii din România, Scenariul 2 este realizabil. Mai mult, Scenariul 2 este optim şi din punctul de vedere al suprafeţei renovate, a numărului de beneficiari, precum şi din perspectiva reducerii estimate de emisii de CO2. Tabel 10 - Contribuţiile scenariilor de renovare la obiectivele Uniunii în materie de eficienţă energetică pentru 2030, 2040 şi 2050
┌─────────┬─────────┬─────────┬─────────┐
│ │Rate │Rate │Rate │
│ │anuale de│anuale de│anuale de│
│ │renovare │renovare │renovare │
│ │2021- │2031- │2041- │
│ │2030 │2040 │2050 │
├─────────┼─────────┼─────────┼─────────┤
│Scenariul│0,50% │0,50% │0,50% │
│de Bază │ │ │ │
├─────────┼─────────┼─────────┼─────────┤
│ │Creştere │Creştere │Creştere │
│Scenariul│graduală │graduală │graduală │
│1 │de la │de la │de la │
│ │0,53% la │2,22% la │4,85% la │
│ │1,56% │4,78% │6,41% │
├─────────┼─────────┼─────────┼─────────┤
│ │Creştere │ │ │
│Scenariul│graduală │ │ │
│2 │de la │3,79% │4,33% │
│ │0,69% la │ │ │
│ │3,39% │ │ │
├─────────┼─────────┼─────────┼─────────┤
│Scenariul│3,13% │3,24% │3,62% │
│3 │ │ │ │
└─────────┴─────────┴─────────┴─────────┘
Sursă: Strategia de Renovare pe termen lung 2020 - 2050 Tabel 11 - Detaliere scenariu 2 de renovare
┌──────────────┬───────────┬─────────┬───────┬──────────┬────────┬────────┬────────────┐
│ │ │ │ │ │Economii│ │Pondere │
│ │ │ │ │ │de │Reducere│crescută │
│Tipuri de │Categoria │Suprafaţa│Clădiri│Investiţie│Energie │CO2 │energii din │
│clădiri │ │[Mil. mp]│[număr]│[Mil. EUR]│[Mil. │[Mil. │surse │
│ │ │ │ │ │tep] │tone] │regenerabile│
│ │ │ │ │ │ │ │[Mil. tep] │
├──────────────┼───────────┼─────────┼───────┼──────────┼────────┼────────┼────────────┤
│Rezidenţial - │Rural │10,57 │162.475│1.736,87 │0,17 │0,04 │68,63 │
│Locuinţe ├───────────┼─────────┼───────┼──────────┼────────┼────────┼────────────┤
│Unifamiliale │Urban │9,39 │102.120│1.449,88 │0,14 │0,11 │39,77 │
├──────────────┼───────────┼─────────┼───────┼──────────┼────────┼────────┼────────────┤
│Rezidenţial - │<= P+4 │21,62 │21.124 │2.791,47 │0,11 │0,47 │24,96 │
│Condominium │etaje │ │ │ │ │ │ │
│Multifamilial ├───────────┼─────────┼───────┼──────────┼────────┼────────┼────────────┤
│ │> P+4 etaje│44,04 │23.471 │4.877,24 │0,36 │1,41 │50,64 │
├──────────────┼───────────┼─────────┼───────┼──────────┼────────┼────────┼────────────┤
│ │Instituţii │ │ │ │ │ │ │
│Educaţie │de │4,24 │4.361 │874,84 │0,03 │0,14 │14,81 │
│ │învăţământ │ │ │ │ │ │ │
├──────────────┼───────────┼─────────┼───────┼──────────┼────────┼────────┼────────────┤
│ │Spitale │1,61 │161 │318,33 │0,01 │0,06 │5,28 │
│Sănătate ├───────────┼─────────┼───────┼──────────┼────────┼────────┼────────────┤
│ │Altele │1,07 │14.324 │192,52 │0,01 │0,02 │3,11 │
├──────────────┼───────────┼─────────┼───────┼──────────┼────────┼────────┼────────────┤
│Birouri │ │1,35 │1.539 │236,55 │0,01 │0,03 │4,41 │
│Administrative│ │ │ │ │ │ │ │
├──────────────┼───────────┼─────────┼───────┼──────────┼────────┼────────┼────────────┤
│ │Hotel │0,04 │73 │9,38 │- │0 │0,18 │
│ ├───────────┼─────────┼───────┼──────────┼────────┼────────┼────────────┤
│Comerciale │Restaurante│0,12 │2.394 │27,05 │- │0 │0,50 │
│ │/cafenele │ │ │ │ │ │ │
│ ├───────────┼─────────┼───────┼──────────┼────────┼────────┼────────────┤
│ │Magazine │1,31 │7.686 │269,40 │0,01 │0,6 │5,03 │
├──────────────┴───────────┼─────────┼───────┼──────────┼────────┼────────┼────────────┤
│Total │95,36 │339.728│12.783,53 │0,83 │2,34 │217,31 │
└──────────────────────────┴─────────┴───────┴──────────┴────────┴────────┴────────────┘
Sursă: Strategia de Renovare pe termen lung 2020 - 2050 Scenariul recomandat (scenariul 2) duce la o reducere a consumului final în anul 2030 de 0,83 Mtep comparativ cu scenariul de bază. La nivelul anului 2050, toate cele 3 scenarii conduc la un consum final de energie în clădiri de 3,38 Mtep, o reducere de 66% comparativ cu acelaşi an în scenariul de bază. De asemenea, Scenariul 2 duce la o reducere a emisiilor de CO2 de 2,34 mil. tone comparativ cu scenariul de bază, emisiile de CO2 generate de stocul de clădiri al României având o valoare estimată de 7,50 mil. tone la nivelul anului 2030. Pentru implementarea scenariului recomandat, SRTL avansează un cuantum al investiţiilor necesare de 12,8 mld. euro. Suplimentar, o sumă estimată la 1 mld. euro ar trebui angajată pentru acoperirea costurilor de asistenţă tehnică. Recomandările privind sursele investiţiilor menţionate sunt următoarele: ● 3 mld. euro să provină din fonduri nerambursabile de la bugetul de stat sau din fonduri oferite de Uniunea Europeană; ● Între 6 şi 8 mld. euro să fie finanţate prin mecanisme financiare rambursabile inclusiv granturi rambursabile; ● 1,8 mld. euro să fie asigurate de către proprietarii clădirilor ce vor fi renovate în cadrul unui regim de cofinanţare. iii. Dacă este cazul, alte obiective naţionale, inclusiv obiective sau strategii pe termen lung şi obiective sectoriale, precum şi obiectivele naţionale în domenii precum eficienţa energetică în sectorul transporturilor şi în ceea ce priveşte încălzirea şi răcirea Industria, transporturile şi sectorul rezidenţial ar putea contribui în cote aproximativ egale (fiecare cu un procent de 29%) la atingerea obiectivului privind eficienţa energetică în perioada 2021 - 2030 (noi economii anuale de ~1,83 Mtep). Având în vedere contribuţia adusă de Strategia de Renovare pe Termen Lung (prezentată în tabelul de mai jos), PNIESC reflectă în privinţa politicilor şi măsurilor necesare în cadrul altor sectoare, continuarea acţiunilor prevăzute în PNAEE IV - în special în domeniul industriei şi transporturilor, sectoarele cu cea mai mare pondere în consumul final de energie după cel rezidenţial. Tabel 12 - Eficienţa energetică în sectorul rezidenţial ce va fi obţinută în perioada 2021-2030 [Mtep]
┌────┬─────────────────────────────────────────────────┬─────┐
│An │Economie de energie în sectorul rezidenţial │TOTAL│
├────┼────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┼─────┤
│2021│0,03│ │ │ │ │ │ │ │ │ │0,03 │
├────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼─────┤
│2022│0,03│0,04│ │ │ │ │ │ │ │ │0,07 │
├────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼─────┤
│2023│0,03│0,04│0,05│ │ │ │ │ │ │ │0,12 │
├────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼─────┤
│2024│0,03│0,04│0,05│0,05│ │ │ │ │ │ │0,17 │
├────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼─────┤
│2025│0,03│0,04│0,05│0,05│0,06│ │ │ │ │ │0,23 │
├────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼─────┤
│2026│0,03│0,04│0,05│0,05│0,06│0,08│ │ │ │ │0,31 │
├────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼─────┤
│2027│0,03│0,04│0,05│0,05│0,06│0,08│0,11│ │ │ │0,42 │
├────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼─────┤
│2028│0,03│0,04│0,05│0,05│0,06│0,08│0,11│0,12│ │ │0,54 │
├────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼─────┤
│2029│0,03│0,04│0,05│0,05│0,06│0,08│0,11│0,12│0,14│ │0,68 │
├────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼─────┤
│2030│0,03│0,04│0,05│0,05│0,06│0,08│0,11│0,12│0,14│0,15│0,83 │
├────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┼─────┤
│TOTAL eficienţă energetică cumulată în sectorul │3,4 │
│rezidenţial în perioada 2021- 2030 │ │
└──────────────────────────────────────────────────────┴─────┘
Sursă: Banca Mondială Astfel, prin conformarea la obligaţiile (referitoare la măsurile derivate din auditurile energetice şi/sau din bunele practici în managementul energetic) prevăzute în Legea nr. 121/2014 privind eficienţa energetică, corelată şi cu programe şi măsuri de stimulare a investiţiilor în domeniu (inclusiv prin scheme de sprijin existente/fonduri europene nerambursabile în perioada 2021 - 2027), sectorul industrial va trebui să atingă un ritm anual de economii de cca. 0,6 Mtep în perioada 2021 - 2030 (conform PNAEE IV, economiile de energie estimate pentru sectorul industrial în anul 2020 se ridică la 0,3 Mtep). Similar, în domeniul transporturilor sunt necesare economii anuale noi de aproximativ 0,6 Mtep în perioada 2021 - 2030, în condiţiile în care estimările PNAEE IV indică economii potenţiale în sector de 0,4 Mtep la nivelul anului 2020, bazate majoritar pe reînnoirea parcului de maşini (automobile şi autovehicule de marfă) - respectiv 0,2 Mtep. Pentru atingerea obiectivelor anuale vor fi necesare măsuri susţinute în modernizarea transportului public urban şi a celui feroviar. Nu în ultimul rând, încurajarea mobilităţii alternative (estimată a aduce economii de energie de 0,16 Mtep numai în 2020) poate contribui semnificativ la reducerea consumului de energie finală în transporturi. 2.3. Dimensiunea "securitate energetică" i. Elementele prevăzute la art. 4 lit. (c) În vederea stabilirii şi alinierii obiectivelor naţionale specifice acestei dimensiuni, s-a procedat la o inventariere a diverselor iniţiative, decizii şi dezvoltări curente care aduc în prim plan obiectivele specifice acestei dimensiuni şi care constituie baza activităţilor şi planurilor strategice de acţiune pentru perioada 2021 - 2030, cu perspectiva anului 2050. ii. Obiectivele naţionale în ceea ce priveşte sporirea: gradului de diversificare a surselor de energie şi în ceea ce priveşte aprovizionarea cu energie din ţări terţe; în vederea reducerii dependenţei de importuri România consideră siguranţa aprovizionării cu energie din surse interne un obiectiv primordial pentru asigurarea securităţii energetice naţionale. România îşi propune menţinerea unui mix energetic diversificat la orizontul anului 2030, ţinând cont deopotrivă de obiectivul de decarbonare al sistemului energetic, precum şi de asigurarea flexibilităţii şi adecvanţei acestuia. În acest sens, evoluţia capacităţilor instalate în perioada 2020 - 2030 este prezentată în graficul de mai jos: Grafic 11 - Traiectoria orientativă a capacităţii nete instalate, pe surse, [MW] (a se vedea imaginea asociată) Sursă: Calcule Deloitte pe baza informaţiilor transmise de Grupul de lucru interinstituţional PNIESC şi a recomandărilor COM În vederea asigurării consumului de energie, capacitatea instalată va creşte cu aproximativ 35% în 2030 faţă de 2020, datorită instalării noilor capacităţi de energie eoliană (de 2.302 MW până în 2030) şi solară (de 3.692 MW până în 2030), fapt care va determina o creştere a producţiei interne de energie, asigurând astfel un grad de independenţă energetică mai ridicat. Impactul pozitiv se poate vedea în special în reducerea dependenţei de importuri din ţări terţe, de la un nivel de 20,8% preconizat în 2020, la 17,8% în 2030, reprezentând unul dintre cele mai scăzute niveluri de dependenţă a importurilor de energie din Uniunea Europeană. De asemenea, este preconizată înlocuirea mai multor grupuri pe cărbune cu unităţi în ciclu combinat alimentate cu gaze naturale, retehnologizarea unei unităţi nucleare, precum şi construcţia cel puţin unei noi unităţi nucleare până în 2030. În ceea ce priveşte aprovizionarea cu gaze naturale*21), România are în vedere în mod special dezvoltarea Sistemului Naţional de Transport Gaze Naturale pe coridorul Bulgaria - România - Ungaria - Austria (BRUA) şi, de asemenea, dezvoltarea pe teritoriul României a Coridorului Sudic de transport pentru preluarea gazelor naturale de la ţărmul Mării Negre. Interconectările existente vor continua să fie utilizate pe direcţia Nord Vest (Medieşul Aurit), Sud Est (Isaccea) cu Ucraina, pe direcţia Vest cu Ungaria, pe direcţia Sud cu Bulgaria şi pe direcţia Est cu Republica Moldova. *21) Planul de dezvoltare a sistemului naţional de transport Gaze Naturale 2019-2028 SNTGN Transgaz SA - aprobat ANRE iii. Dacă este cazul, obiectivele naţionale în ceea ce priveşte reducerea dependenţei de importurile de energie din ţări terţe, pentru a îmbunătăţi capacitatea de rezistenţă a sistemelor energetice regionale şi naţionale România consideră că dispune încă de zăcăminte de resurse primare, astfel încât valorificarea acestora a fost inclusă ca şi obiectiv în prezentul Plan, cu scopul menţinerii unui nivel scăzut de dependenţă energetică, precum şi pentru siguranţa în funcţionare a SEN. În acest sens, implementarea cu celeritate a cadrului legal necesar deciziilor finale de investiţie în exploatarea resurselor de gaze naturale din zona Mării Negre reprezintă un obiectiv important pentru România. A se vedea Capitolul 3.3.i pentru mai multe detalii. iv. Obiectivele naţionale în ceea ce priveşte creşterea flexibilităţii sistemului energetic naţional, în special prin utilizarea surselor interne de energie, răspunsul la variaţiile cererii şi stocarea energiei Asigurarea flexibilităţii şi adecvanţei sistemului energetic naţional reprezintă un obiectiv important pentru România în domeniul securităţii energetice. În conexiune cu obiectivul de asigurare a unui mix energetic diversificat, descris în capitolul 2.3.ii, România îşi propune să înlocuiască capacităţile de producţie de energie electrică care vor ieşi din exploatare cu capacităţi noi, eficiente şi cu emisii reduse, la nivelul anului 2030 (a se vedea Planul de Decarbonare propus de Complexul Energetic Oltenia). Până la înlocuirea capacităţilor pe cărbune cu capacităţi noi bazate pe tehnologii cu emisii reduse, se au în vedere lucrări de reabilitare şi creşterea eficienţei energetice a capacităţilor existente şi care vor rămâne în exploatare din raţiuni de asigurare a securităţii energetice a României. România îşi propune, de asemenea, obiective cu privire la încurajarea consumului dispecerizabil în vederea asigurării răspunsului la variaţiile cererii precum şi obiective cu privire la stocarea energiei. Dezvoltarea şi utilizarea potenţialului tehnico-economic al SRE în SEN depinde de dezvoltarea capacităţilor de stocare, precum şi a tehnologiilor privind injectarea de hidrogen sub formă de gaz de sinteză din SRE şi utilizarea hidrogenului în procesele industriale. În privinţa răspunsului la variaţiile cererii, România a implementat din 2012*22) un cadru legal privind gestiunea consumului, utilizând un normativ de limitare a consumului de energie electrică pentru fiecare operator de distribuţie concesionar. În acelaşi timp, un alt obiectiv important în gestionarea consumului îl reprezintă operaţionalizarea tarifelor dinamice prevăzute în legislaţia secundară aplicabilă OTS şi OD. România îşi propune, de asemenea, pe baza ipotezelor de calcul şi a informaţiilor disponibile la nivelul OTS integrarea unor sisteme de stocare a energiei cu baterii (BESS) în SEN. A se vedea Capitolul 3.3.i pentru detalii suplimentare. *22) Hotărârea de Guvern 83/2012 privind adoptarea unor măsuri de siguranţă pe piaţa de energie electrică Cu privire la asigurarea adecvanţei sistemului energetic, potrivit analizelor Transelectrica, în prezent, limitele acceptabile pentru puterea produsă din surse eoliene şi fotovoltaice sunt puternic condiţionate de nivelul hidraulicităţii şi al regimului termic. Astfel, din punctul de vedere al flexibilităţii puterii reziduale, critice la nivelul anului sunt orele cu consum ridicat iarna/vara, orele de minim/maxim termic şi orele cu hidraulicitate extremă (minimă/maximă). Analizele menţionate mai sus indică drept obiectiv necesitatea instalării de capacităţi suplimentare de cel puţin 400 MW la orizontul anului 2020, respectiv 600 MW (suplimentar faţă de 2020) în 2025. Având în vedere termenele menţionate, este posibil ca România să considere prioritare unele proiecte (menţionate la Capitolul 3.3) pentru sprijinirea cărora să ofere, în cazul în care mecanismele de piaţă nu sunt suficiente, scheme suport (de tipul CfD). 2.4. Dimensiunea "piaţă internă a energiei" 2.4.1. Interconectivitatea reţelelor electrice i. Nivelul de interconectivitate a reţelelor electrice în 2030 spre care tinde statul membru, având în vedere obiectivul de interconectare a reţelelor electrice pentru 2030 de cel puţin 15%, cu o strategie cu nivelul începând din 2021, definită în strânsă cooperare cu statele membre afectate, ţinând seama de obiectivul de 10% de interconectare prevăzut pentru 2020 şi de următorii indicatori ai gradului de urgenţă a măsurilor: 1) Diferenţele de preţ pe piaţa angro ce depăşesc un prag orientativ de 2 euro/MWh între statele membre, regiuni sau zone de ofertare; 2) Capacitate nominală de transport a interconexiunilor sub 30% din vârful de sarcină; 3) Capacitate nominală de transport a interconexiunilor sub 30% din puterea instalată de producere a energiei din surse regenerabile. Conform analizelor operatorului român de transport şi sistem, România îndeplineşte indicatorii privind vârful de sarcină (situându-se între 66% şi 75% în privinţa raportului dintre capacităţi actuale de interconectare şi vârful de sarcină, în funcţie de scenariul de prognoză) şi puterea instalată de producere a energiei din surse regenerabile (indicator cuprins între 30% şi 44%, în funcţie de scenariul SRE). România îşi propune să suplimenteze capacităţile de interconexiune la orizontul anului 2030, având în vedere analizele cost-beneficiu din punct de vedere socio-economic şi de mediu, urmând a fi implementate proiectele în cazul cărora beneficiile potenţiale sunt mai mari decât costurile. În acelaşi timp, prin cadrul legislativ primar şi secundar, dar şi prin finalizarea proiectelor legate de închiderea inelului naţional de 400 kV (linii interne), România va crea condiţiile inclusiv pentru maximizarea capacităţilor de interconexiune ofertate. Implementarea Proiectelor de Interes Comun (PCI-urilor) şi realizarea celorlalte proiecte de dezvoltare a reţelei electrice de transport, incluse în Planul de Dezvoltare a RET perioada 2018- 2027, vor ajuta considerabil pentru atingerea unui grad de interconectare a reţelelor electrice de cel puţin 15,4% la nivelul anului 2030. Mai mult, CNTEE Transelectrica a dezvoltat un plan de acţiuni în conformitate cu Art. 15 din Regulamentul (UE) nr. 2019/943 din 5 iunie 2019 privind piaţa internă de energie electrică care stabileşte capacitatea minimă disponibilă pentru comerţul transfrontalier ca fiind minim 70% din capacitatea de transport, respectând limitele de siguranţă în funcţionare după considerarea contingenţelor. Prin urmare, având în vedere proiectele incluse în Planul de Dezvoltare a RET 2018 - 2027 şi estimările rezultate, România va atinge un grad de interconectare de cel puţin 15,4% din capacitatea totală instalată până în anul 2030. 2.4.2. Infrastructura de transport a energiei i. Proiectele esenţiale privind infrastructura de transport a energiei electrice şi a gazelor naturale şi, dacă este cazul, proiectele de modernizare care sunt necesare pentru atingerea obiectivelor din cadrul celor cinci dimensiuni ale strategiei pentru uniunea energetică Proiectele esenţiale în ceea ce priveşte infrastructura de transport a energiei electrice şi a gazelor naturale sunt prezentate în Cap. 4.5.2.ii. ii. Dacă este cazul, principalele proiecte de infrastructură preconizate, în afara proiectelor de interes comun (PIC)*23) *23) În conformitate cu Regulamentul (UE) nr. 347/2013 al Parlamentului European şi al Consiliului din 17 aprilie 2013 privind liniile directoare pentru infrastructurile energetice transeuropene, de abrogare a Deciziei nr. 1364/2006/CE şi de modificare a Regulamentelor (CE) nr. 713/2009,(CE) nr. 714/2009 şi (CE) nr. 715/2009 (JO L 115, 25.4.2013, p. 39). Principalele proiecte de dezvoltare a reţelei (cu excepţia PIC) comunicate de CNTEE Transelectrica sunt următoarele: ● LEA 400kV Porţile de Fier - Reşiţa (etapa I din trecerea la tensiunea de 400kV a axului Porţile de Fier - Reşiţa - Timişoara - Săcălaz - Arad); ● Racordarea LEA 400kV Stupina - Varna (Bulgaria) intrare - ieşire în staţia 400kV Medgidia printr-o LEA 400kV d.c.; ● Racordarea LEA 400kV Rahman - Dobrudja (Bulgaria) intrare - ieşire în staţia 400kV Medgidia Sud printr-o LEA 400kV d.c.; ● Al II-lea TR 250MVA, 400/110kV în staţia Sibiu Sud; ● Racordarea staţiei 220kV Ostrovu Mare (CHE Porţile de Fier II) intrare - ieşire într- un circuit al LEA 220kV d.c. Porţile de Fier - Cetate; ● Al II-lea AT 400MVA, 400/220kV în staţia Iernut; ● Al II-lea AT 400MVA, 400/220kV în staţia Brazi Vest; ● LEA 400kV d.c. (1 circuit echipat) Smârdan - Gutinaş; ● LEA 400kV d.c. Cernavodă - Gura Ialomiţei - Stâlpu; ● trecerea la tensiunea de 400kV a LEA Brazi Vest - Teleajen - Stâlpu; ● LEA 400 kV d.c. (1 circuit echipat) Medgidia Sud - Constanţa Nord; ● LEA 400kV d.c. Reşiţa - Timişoara/Săcălaz - Arad (etapa II din trecerea la tensiunea de 400kV a axului Porţile de Fier - Reşiţa - Timişoara - Săcălaz - Arad); ● LEA 400kV s.c. Gădalin - Suceava; ● LEA 400kV s.c. Suceava - Bălţi; ● LEA 400 kV d.c. Stâlpu - Braşov (1 circuit echipat). Pentru funcţionarea optimă a sistemului energetic, se va urmări dezvoltarea sistemelor inteligente de energie, reţele şi stocare în afara TEN-E. În acest sens au fost identificate următoarele priorităţi de investiţii: ● Digitalizarea sistemului energetic naţional în segmentele de transport, distribuţie şi consum şi introducerea sistemelor de management inteligent şi măsuri de sprijin pentru implementarea pas cu pas a conceptului de oraş inteligent; ● Consolidarea transportului şi distribuţiei reţelelor de energie electrică cu scopul de a asigura parametrii tehnici necesari de bună interconexiune cu infrastructura energetică transeuropeană pentru energie electrică; ● Echipamente şi sisteme inteligente pentru asigurarea calităţii energiei electrice; ● Implementarea de soluţii digitale pentru izolarea defectelor şi realimentarea cu energie în mediul rural şi urban; ● Digitalizarea staţiilor de transformare şi soluţii privind controlul reţelei de la distanţă - integrare staţii în SCADA; ● Implementarea de soluţii privind stocarea energiei electrice pentru eficientizarea consumului şi remedierea fluctuaţiilor majore de producţie; ● Creşterea capacităţii disponibile pentru comerţul transfrontalier; ● Măsuri de creştere a adecvanţei reţelei naţionale de energie electrică pentru a creşte capacitatea de integrare a energiei provenite din surse regenerabile, de natură variabilă. Domeniile selectate (aplicabile atât la nivelul reţelei de transport, cât şi a celor de distribuţie) vor fi susţinute şi prin accesarea fondurilor structurale Fondul European de Dezvoltare Regională (FEDR) şi Fondul de Coeziune (FC), din cadrul noului Cadru Financiar Multianual 2021 - 2027. 2.4.3. Integrarea pieţelor i. Obiectivele naţionale referitoare la alte aspecte ale pieţei interne a energiei, precum creşterea gradului de flexibilitate a sistemului, în special, referitoare la promovarea unor preţuri la energia electrică stabilite în mod competitiv în conformitate cu legislaţia sectorială relevantă, integrarea şi cuplarea pieţelor, având drept scop sporirea capacităţii comercializabile a interconexiunilor existente, reţelele inteligente, agregarea, răspunsul la variaţiile cererii, stocarea, producerea distribuită, mecanismele pentru dispecerizare, redispecerizare şi limitare, precum şi semnalele de preţ în timp real, inclusiv un termen până la care să fie îndeplinite obiectivele Obiective referitoare la promovarea unor preţuri la energie stabilite în mod competitiv România urmăreşte să de-reglementeze pieţele interne de energie electrică şi gaze naturale, astfel încât să se armonizeze cu acquis-ul comunitar. Calendarul propune o liberalizare etapizată astfel încât impactul tranziţiei asupra consumatorului să fie cât mai redus. De asemenea, prin măsurile de liberalizare se urmăreşte dezvoltarea unui cadru legislativ favorabil investiţiilor care vor contribui la asigurarea securităţii energetice, sporind de asemenea şi flexibilitatea sistemului energetic naţional. Prin urmare, România îşi propune să finalizeze procesul de liberalizare a pieţei de energie electrică la sfârşitul anului 2020, respectiv a pieţei de gaze naturale până la 30 iunie 2020. Integrarea şi cuplarea pieţelor Urmărind îndeplinirea obiectivului prioritar de integrare în piaţa internă, România va continua procesul de integrare a pieţelor de energie electrică pentru ziua următoare şi intra-zilnică în cadrul cuplării unice a pieţelor de energie electrică (pan-European Single Day-Ahead Coupling, SDAC), respectiv Single Intra-Day Coupling, SIDC), având în vedere metodologia de alocare implicită a capacităţilor trans-frontaliere "flow based" aplicabilă regiunii CORE (termen de implementare: conform foilor de parcurs ale proiectelor de punere în aplicare ale prevederilor regulamentelor europene cu relevanţă) din care face parte şi fără a exclude implementarea timpurie a cuplării unice a pieţelor de energie electrică pe baza de NTC. La nivel regional, o acţiune strategică a României rămâne integrarea în cuplarea unică a pieţelor pentru ziua următoare şi a pieţelor intra zilnice (SDAC şi SIDC), în calitate de stat membru, abordare care derivă din necesitatea conformării la regulamentele europene. De asemenea, România va continua colaborarea cu părţile contractante din cadrul Comunităţii Energiei în contextul aderării acestora la SDAC şi SIDC, proces care va depinde însă de evoluţia procesului de stabilire a mecanismelor de piaţă în zona balcanică. Reţele inteligente Digitalizarea sistemului energetic românesc, inclusiv a reţelelor de transport şi distribuţie ("smart grids") joacă un rol important în reducerea consumului propriu tehnologic (CPT), dar şi în transformarea pieţei de energie româneşti într-o piaţă "fit-for-RES" (prin creşterea posibilităţilor de integrare a producţiei suplimentare de energie electrică din surse regenerabile). Pentru a atinge acest obiectiv, România urmăreşte implementarea conceptului de reţele inteligente, inclusiv prin introducerea pe scară largă a contoarelor inteligente. Introducerea sistemelor de măsurare inteligente în sectorul energetic reprezintă o prioritate naţională, ca prim pas în digitalizarea infrastructurii. Contorizarea inteligentă este recunoscută pentru beneficiile pe care le aduce consumatorilor finali, companiilor de utilităţi şi întregului sistem energetic, inclusiv beneficii asupra mediului, prin creşterea eficienţei energetice şi integrarea SRE în SEN. Agregarea Începând cu 2020, pieţele pentru ziua următoare şi pieţele intrazilnice sunt organizate în aşa fel încât să asigure faptul că toţi participanţii la piaţă pot avea acces la piaţă în mod individual sau prin agregare. Astfel, clienţii finali pot participa la pieţele organizate de energie electrică direct sau prin agregare, dacă au o putere aprobată prin certificatul de racordare mai mare de 500 kW. În cazul în care aceştia deţin o putere aprobată mai mică sau egală cu 500 kW, clienţii finali pot participa la pieţele organizate de energie electrică exclusiv prin agregare. Mecanisme pentru dispecerizare, redispecerizare şi limitare În privinţa obiectivelor referitoare la consumul dispecerizabil (răspunsul la variaţiile cererii), România a introdus deja un cadru legislativ secundar cu privire la: ● Obligaţia OTS de a oferi, la cererea clienţilor finali racordaţi la RET, tarife de transport dinamice, începând cu anul 2019; ● Obligaţia OD de a oferi, la cererea utilizatorilor sau a furnizorilor acestora, tarife de distribuţie dinamice, începând cu anul 2020. ii. Obiectivele naţionale pentru asigurarea funcţionării adecvate a sistemului de energie electrică, precum şi asigurarea flexibilităţii sistemului energetic în ceea ce priveşte producţia de energie din surse regenerabile, inclusiv un termen până la care să fie îndeplinite obiectivele Obiectivele menţionate mai sus au fost tratate la Cap. 2.3. iv. Termenele privind îndeplinirea obiectivelor depind de actualizarea şi acurateţea informaţiilor disponibile (mai ales în ceea ce priveşte fezabilitatea proiectelor propuse) majoritatea având ca orizont de timp traiectoria stabilită prin Regulamentul de Guvernanţă (2022, 2025, 2027 şi 2030). iii. Dacă este cazul, obiectivele naţionale privind protecţia consumatorilor de energie şi îmbunătăţirea competitivităţii sectorului de energie cu amănuntul România a implementat toate prevederile legislative care dau clienţilor finali dreptul de a-şi alege/schimba furnizorul fără costuri adiţionale cu un preaviz de 21 zile calendaristice. În acelaşi timp, furnizorilor le este interzisă denunţarea unilaterală a contractelor de furnizare. În privinţa tratamentului reclamaţiilor, autoritatea de reglementare a implementat o serie de acte normative (ex: standard de performanţă pentru furnizarea de energie electrică şi gaze naturale) referitoare la modalitatea de gestionare a neînţelegerilor din sector atât în etapa pre- contractuală, cât şi în timpul derulării contractelor. 2.4.4. Sărăcia energetică i. Dacă este cazul, obiectivele naţionale în ceea ce priveşte sărăcia energetică, inclusiv un termen până la care să fie îndeplinite obiectivele Potrivit recomandărilor Comisiei Europene, România ar trebui să-şi definească obiectivele în ceea ce priveşte sărăcia energetică în conformitate cu specificul naţional. Ţările membre care au un număr semnificativ al gospodăriilor aflate în sărăcie energetică trebuie să includă în planurile lor naţionale integrate de energie şi schimbări climatice un obiectiv indicativ pentru reducerea sărăciei energetice. Potrivit datelor Eurostat pentru 2019, România se regăseşte în treimea inferioară a valorii preţului la energia electrică pentru consumatorii casnici din UE. Totuşi, dată fiind puterea relativ scăzută de cumpărare, suportabilitatea preţului este o problemă de prim ordin, care duce la un nivel ridicat de sărăcie energetică. Pentru a măsura cât mai precis nivelul sărăciei energetice la nivelul ţărilor membre UE, Observatorul UE pentru Sărăcia Energetică prevede utilizarea unor indicatori principali, iar sursa valorilor este dată de bazele de date Eurostat. Indicatorii pentru care există date suficiente la nivelul ţării şi al UE sunt procentul restanţelor la facturile de utilităţi şi imposibilitatea de a încălzi gospodăria la un nivel adecvat. La nivelul României, 14,4% din gospodării au avut restanţe la facturile de utilităţi în 2018. În comparaţie, media Uniunii Europene se afla la 6,6% în acelaşi an. Evoluţia indicatorului la nivelul României şi al UE pentru perioada 2010 - 2018 se regăseşte în tabelul de mai jos. Tabel 13 - Restanţe la facturile de utilităţi [%], 2010 - 2018
┌───────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┐
│ │2010│2011│2012│2013│2014│2015│2016│2017│2018│
├───────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┤
│Media │9,1 │9,0 │9,9 │10,2│9,9 │9,1 │8,1 │7,0 │6,6 │
│UE │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
├───────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┤
│România│26,5│27,3│29,7│29,7│21,5│17,4│18,0│15,9│14,4│
└───────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┘
Sursă: Eurostat, Arrears on utility bills - EU-SILC survey [ilc_mdes01] Imposibilitatea de a încălzi gospodăria la un nivel adecvat este un alt indicator care cuantifică ponderea gospodăriilor care nu au această capacitate, bazându-se pe întrebarea "Vă permiteţi să vă încălziţi locuinţa la un nivel adecvat?". Evoluţia indicatorului la nivelul României şi al UE pentru perioada 2010-2018 poate fi consultat în tabelul de mai jos. Tabel 14 - Imposibilitatea de a încălzi gospodăria la un nivel adecvat [%], 2010-2018
┌───────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┐
│ │2010│2011│2012│2013│2014│2015│2016│2017│2018│
├───────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┤
│Media │9,5 │9,8 │10,8│10,7│10,2│9,4 │8,7 │7,8 │7,3 │
│UE │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
├───────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┤
│România│20,1│15,6│15,0│14,7│12,9│13,1│13,8│11,3│9,6 │
└───────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┘
Sursă: Eurostat, Inability to keep home adequately warm - EU-SILC survey [ilc_mdes01] Comparaţia indicatorilor arată, pe de o parte, progresul României în combaterea sărăciei energetice şi evidenţiază, pe de altă parte, necesitatea de a recupera decalajul faţă de media UE. Aşadar, obiectivul naţional în această privinţă este reducerea gradului de sărăcie energetică şi protecţia consumatorului vulnerabil, în vederea garantării drepturilor omului, având în vedere atingerea nivelului mediu al statelor membre UE al anului 2015. Politicile şi Măsurile corespunzătoare pentru atingerea obiectivului se regăsesc la Cap. 3.4.4. 2.5. Dimensiunea "cercetare, inovare şi competitivitate" i. Obiectivele naţionale şi obiectivele de finanţare privind inovarea şi cercetarea publică şi, dacă sunt disponibile, privind inovarea şi cercetarea privată legată de uniunea energetică, inclusiv, dacă este cazul, un termen până la care să fie îndeplinite obiectivele Ministerul Educaţiei şi Cercetării nu are la acest moment planificări pe termen lung, până în anul 2030. Elaborarea Strategiei Naţionale de Specializare Inteligentă pentru perioada de programare 2021 - 2027 este prevăzută pentru trimestrul al doilea al anului 2020. Obiectivele naţionale din domeniul Cercetării-Inovării sunt desprinse din Strategia Naţională de cercetare, dezvoltare şi inovare pentru perioada 2014 - 2020. Figura 3 - Obiectivele naţionale din domeniul Cercetării-Inovării, perspectiva 2014-2020 (a se vedea imaginea asociată) Sursă - Strategia Naţională de Cercetare, Dezvoltare şi Inovare 2014 - 2020, aprobată prin Hotărârea de Guvern Nr. 929/2014 din 21 octombrie 2014, modificată prin Hotărârea Guvernului nr. 81/2017 Ţintele strategiei au fost concepute pentru a reduce decalajul României faţă de potenţialul existent şi faţă de media UE. Acestea se fundamentează pe baza premisei ca până la finalul anului 2020, cheltuielile publice pentru cercetare vor creşte până la 1% din PIB, conform strategiei MEC suplimentar ajutorului indirect pentru firmele private. Cu toate acestea, obiectivul privind alocarea fondurilor publice în acest domeniu va fi condiţionat şi de programul de Guvernare şi politica fiscal bugetară aprobată prin Strategia fiscal bugetară pentru perioada vizată. Tabel 15 - Ţinte generale ale Strategiei pentru Cercetare-Dezvoltare şi Inovare 2014 - 2020
┌──────────────────────┬─────────┬──────┐
│Indicatori │Referinţă│Ţintă │
│ │2011 │2020 │
├──────────────────────┼─────────┼──────┤
│Cheltuieli publice cu │ │ │
│cercetarea-dezvoltarea│0,31 │1 │
│(% PIB) │ │ │
├──────────────────────┼─────────┼──────┤
│Numărul absolvenţilor │ │ │
│de doctorat (ISCED 6) │ │ │
│la 1.000 locuitori cu │1,4 │1,5 │
│vârsta de 25 - 34 de │ │ │
│ani │ │ │
├──────────────────────┼─────────┼──────┤
│Numărul de cercetători│ │ │
│din sectorul public │12.40 9 │17.000│
│(echivalent normă │ │ │
│întreagă) │ │ │
├──────────────────────┼─────────┼──────┤
│Publicaţii ştiinţifice│ │ │
│în topul 10% dintre │ │ │
│cele mai publicaţii │3,8 │7 │
│din lume (% din │ │ │
│totalul publicaţiilor │ │ │
│la nivelul ţării) │ │ │
├──────────────────────┼─────────┼──────┤
│Copublicaţii │ │ │
│ştiinţifice │ │ │
│internaţionale (număr │148 │300 │
│la 1 milion de │ │ │
│locuitori) │ │ │
├──────────────────────┼─────────┼──────┤
│Capital de risc (% din│0,033 │0,090 │
│PIB) │ │ │
├──────────────────────┼─────────┼──────┤
│Cheltuielile de │ │ │
│cercetare-dezvoltare │0,17 │1 │
│ale sectorului de │ │ │
│afaceri (% din PIB) │ │ │
├──────────────────────┼─────────┼──────┤
│Copublicaţii │ │ │
│public-privat (nr./1 │8,3 │16 │
│milion de locuitori) │ │ │
├──────────────────────┼─────────┼──────┤
│Pondere IMM inovatoare│2,93 │6 │
│care colaborează (%) │ │ │
├──────────────────────┼─────────┼──────┤
│Solicitări brevete EPO│40 │120 │
│(nr./an) │ │ │
├──────────────────────┼─────────┼──────┤
│Solicitări brevete │17 │60 │
│USPTO (nr./an) │ │ │
├──────────────────────┼─────────┼──────┤
│Numărul de cercetători│ │ │
│din sectorul privat │3.51 8 │14.500│
│(echivalent normă │ │ │
│întreagă) │ │ │
├──────────────────────┼─────────┼──────┤
│Aplicaţii mărci │ │ │
│comerciale comunitare │ │ │
│(nr./1 mld euro PIB │2,14 │4 │
│ajustat la paritatea │ │ │
│puterii de cumpărare) │ │ │
├──────────────────────┼─────────┼──────┤
│Firme inovative cu │- │150 │
│creştere rapidă (nr.) │ │ │
├──────────────────────┼─────────┼──────┤
│IMM care introduc │ │ │
│produse sau servicii │13,17 │20 │
│inovative (%) │ │ │
├──────────────────────┼─────────┼──────┤
│Venituri din licenţe │ │ │
│şi brevete din │0,13 │0,17 │
│străinătate │ │ │
└──────────────────────┴─────────┴──────┘
Sursă - Strategia naţională de cercetare, dezvoltare şi inovare 2014 - 2020, aprobată prin Hotărârea de Guvern Nr. 929/2014 din 21 octombrie 2014, modificată prin Hotărârea Guvernului nr. 81/2017 Deşi obiectivele nu sunt dimensionate la nivel sectorial, efectele pozitive preconizate din realizarea acestei strategii vor fi reflectate şi în domeniul Energiei. Activitatea de Cercetare-Inovare din sectorul Energetic va fi susţinută şi prin orientarea strategică a operatorului de transport. În planul de dezvoltare al RET pentru perioada 2018- 2027, operatorul şi-a stabilit o listă preliminară de obiective specifice pentru Cercetare-Inovare, precum: ● Inovarea va fi motorul care va permite Companiei să implementeze conceptele "Organizaţie care învaţă"; ● Inovarea şi cercetarea vor susţine ca obiectiv major "Digitalizarea"; ● Cercetarea în cadrul Companiei se va concentra pe dezvoltarea parteneriatelor naţionale şi internaţionale; ● Intensificarea acţiunilor de "knowledge sharing" şi learning from "best practices", atât în cadrul naţional cât şi internaţional; ● Sincronizarea obiectivelor generale şi specifice, în raport cu metodologia promovată în cadrul strategiei ENTSO-E în domeniul C-I; ● Finanţarea lucrărilor de C-I va fi asigurată prioritar atât din surse proprii cât şi din alte surse ajungând la nivelul grupului cel mai consistent al operatorilor de reţea europeni. Pornind de la abordarea generală, traiectoriile granulare au fost grupate astfel: Tabel 16 - Obiectivele Operatorului Naţional de Transport Energie Electrică în domeniul Cercetării- Inovării
┌──────────────────┬─────────────────┬─────────────────┐
│Grupuri │Obiective │Comentarii │
│ │funcţionale │ │
├──────────────────┼─────────────────┼─────────────────┤
│ │T1 Proiectarea │Planificare, │
│ │optimă a reţelei │compatibilitate, │
│ │ │unelte │
│ ├─────────────────┼─────────────────┤
│ │ │Mentenanţă │
│ │T2 Management │predictivă şi │
│ │inteligent al │bazată pe starea │
│ │activelor │tehnică a │
│ │ │echipamentului, │
│ │ │optimizare CAPEX │
│C1 - Modernizarea ├─────────────────┼─────────────────┤
│sistemului │ │Noi materiale şi │
│energetic │T3 Materiale noi │metode de │
│ │şi tehnologii │construcţie şi │
│ │ │mentenanţă │
│ ├─────────────────┼─────────────────┤
│ │ │Impactul asupra │
│ │T4 Părţile │mediului, │
│ │interesate şi │acceptare │
│ │provocări legate │publică, │
│ │de mediu │participarea │
│ │ │părţilor │
│ │ │interesate │
├──────────────────┼─────────────────┼─────────────────┤
│ │T5 │PMU, WAM, │
│ │Observabilitatea │senzori, schimb │
│ │reţelei │de informaţie cu │
│ │ │OD │
│ ├─────────────────┼─────────────────┤
│ │ │Stabilitatea │
│ │T6 │tensiunii şi │
│ │Controlabilitatea│frecvenţei, │
│ │reţelei │calitatea │
│ │ │energiei, inerţie│
│ │ │sintetică │
│ ├─────────────────┼─────────────────┤
│ │ │Unelte pentru │
│ │T7 Sisteme expert│suport │
│ │şi unelte │decizional, │
│ │ │control automat │
│C2 - Securitatea │ │şi sisteme expert│
│şi stabilitatea ├─────────────────┼─────────────────┤
│sistemului │ │Planuri de │
│ │ │apărare şi │
│ │ │restaurare, │
│ │T8 Fiabilitatea │abordare │
│ │şi elasticitatea │probabilistică, │
│ │ │evaluarea │
│ │ │riscurilor, auto │
│ │ │vindecare │
│ ├─────────────────┼─────────────────┤
│ │ │Servicii │
│ │ │auxiliare │
│ │T9 Servicii │consolidate │
│ │auxiliare │pentru operarea │
│ │consolidate │reţelei, │
│ │ │furnizarea │
│ │ │serviciilor │
│ │ │transfrontaliere │
├──────────────────┼─────────────────┼─────────────────┤
│ │ │Integrarea, │
│ │ │definirea şi │
│ │T10 Integrarea │utilizarea │
│ │soluţiilor de │soluţiilor, │
│ │stocare │precum şi │
│ │ │valoarea adăugată│
│ │ │a acestora │
│ ├─────────────────┼─────────────────┤
│ │ │Răspunsul la │
│ │ │cerere, unelte │
│ │ │utilizate pentru │
│ │T11 Răspunsul la │răspunsul la │
│ │cerere │cerere, profilul │
│ │ │sarcinii, │
│ │ │impactul │
│ │ │vehiculelor │
│ │ │electrice │
│C3 - ├─────────────────┼─────────────────┤
│Flexibilitatea │ │Îmbunătăţirea │
│sistemului │ │prognozelor │
│energetic │T12 Prognoza SRE │pentru SRE şi │
│ │ │funcţionarea │
│ │ │optimă a │
│ │ │capacităţii │
│ ├─────────────────┼─────────────────┤
│ │ │Evaluare dinamică│
│ │ │a echipamentelor,│
│ │T13 Utilizarea │echipamente de │
│ │flexibilă a │electronică de │
│ │reţelei │putere, │
│ │ │utilizarea │
│ │ │interconectărilor│
│ ├─────────────────┼─────────────────┤
│ │ │Interacţiunea/ │
│ │T14 Interacţiunea│coordonarea cu │
│ │cu reţelele │alte reţele de │
│ │energetice non- │energie (gaz, │
│ │electrice │termic, │
│ │ │transport) │
├──────────────────┼─────────────────┼─────────────────┤
│ │ │Integrarea │
│ │T15 Integrarea │funcţionării │
│ │piaţă- reţea │pieţei de energie│
│ │ │cu operarea │
│ │ │reţelei în timp │
│ ├─────────────────┼─────────────────┤
│ │ │Zone precum │
│ │ │stocarea │
│ │ │energiei, │
│ │T16 Modele de │extinderea │
│ │afaceri │reţelei, generare│
│C4 - Economia şi │ │distribuită, │
│eficienţa │ │pentru investiţii│
│sistemului │ │optime în reţea │
│energetic ├─────────────────┼─────────────────┤
│ │ │Design flexibil │
│ │ │pentru adecvanţă,│
│ │ │utilizare │
│ │ │flexibilă, │
│ │T17 Design │schimburi │
│ │flexibil al │transfrontaliere,│
│ │pieţei │utilizarea │
│ │ │raţională a SRE, │
│ │ │managementul │
│ │ │cererii de │
│ │ │energie │
├──────────────────┼─────────────────┼─────────────────┤
│ │ │Managementul │
│ │T18 Date păstrate│datelor, │
│ │şi prelucrate în │extragerea │
│ │cantităţi mari │cunoştinţelor din│
│ │ │date │
│ ├─────────────────┼─────────────────┤
│ │ │Standardizare, │
│ │ │protocoale pentru│
│ │ │comunicaţii şi │
│C5 - Tehnologia │T19 Standardizare│schimb de date cu│
│informaţiei şi │şi schimb de date│operatorii de │
│telecomunicaţiilor│ │distribuţie şi │
│şi digitalizarea │ │alţi operatori de│
│sistemului │ │reţea │
│energetic ├─────────────────┼─────────────────┤
│ │T20 Internetul │ │
│ │Obiectelor - │Noi tehnologii de│
│ │folosirea │comunicaţii │
│ │internetului │pentru a conecta │
│ │pentru a conecta │diverse │
│ │diverse │dispozitive │
│ │dispozitive │ │
│ ├─────────────────┼─────────────────┤
│ │T 21 Securitatea │Securitatea │
│ │Cibernetică │Cibernetică │
└──────────────────┴─────────────────┴─────────────────┘
Sursă: Plan Dezvoltare RET Transelectrica 2018 - 2027, Anexe ii. Dacă este cazul, obiectivele naţionale pentru 2050 privind promovarea tehnologiilor pentru energie curată şi, dacă este cazul, obiectivele naţionale, inclusiv obiectivele pe termen lung (2050), pentru implementarea tehnologiilor cu emisii reduse de dioxid de carbon, inclusiv pentru Decarbonarea sectoarelor industriale mari consumatoare de energie şi mari generatoare de emisii de dioxid de carbon şi, dacă este cazul, pentru infrastructura aferentă de transport şi stocare a dioxidului de carbon O analiză a principalilor vectori de decarbonare la orizontul anului 2050 este în curs de realizare la nivelul principalelor ministere implicate în procesul de tranziţie . Din perspectiva potenţialului de energie din surse regenerabile, România ar putea opta pentru utilizarea hidrogenului în procesele industriale, în contextul în care gazul natural reprezintă 34% din mixul energetic utilizat actualmente în sectorul industrial, iar înlocuirea acestuia cu hidrogen din surse regenerabile sau cu conţinut scăzut de carbon reprezintă o modalitate importantă pentru decarbonare*24). În acelaşi timp, nevoia de căldură la temperaturi ridicate reprezintă aproape 60% din cererea de energie industrială. Hidrogenul este unul dintre purtătorii de energie/agenţii termici cu emisii reduse, potrivit pentru generarea de căldură la temperaturi ridicate. *24) O analiză a potenţialului de utilizare a hidrogenului în România este descrisă în studiul "Opportunities arising from the inclusion of Hydrogen Energy Technologies in the Naţional Energy and Climate Plans", elaborat de Trinomics (2019) pentru COM iii. Dacă este cazul, obiectivele naţionale în ceea ce priveşte competitivitatea Strategia Naţională pentru Competitivitate 2014 - 2020 elaborată de Ministerul Energiei propune cinci priorităţi strategice: 1. Îmbunătăţirea mediului de reglementare; 2. Acţiuni parteneriale între mediul public şi mediul privat; 3. Factori şi servicii suport; 4. Promovarea celor 10 sectoare de viitor; 5. Pregătirea Generaţiei 2050 şi provocări societale. Pentru activităţile din domeniul Energiei şi cele cu profil Cercetare-Dezvoltare, se remarcă următoarele: Tabel 17 - Plan de acţiune şi rezultate aşteptate din cadrul Strategiei Naţionale pentru Competitivitate, ce pot fi reflectate în sectorul Energetic, 2014 - 2020
┌───────────────────┬──────────────────┐
│Direcţii de acţiune│Rezultate │
│ │aşteptate │
├───────────────────┼──────────────────┤
│ │● Înfiinţarea unor│
│ │Centre de │
│ │competenţă │
│2.1 │regionale care să │
│Instituţionalizarea│stabilească: │
│pe termen lung a │politica │
│unor centre de │sectorială, agenda│
│foresight │CDI, servicii │
│industrial/ │suport pentru │
│tehnologic/CDI în │dezvoltarea │
│regim public-privat│sectorială în │
│ │funcţie de │
│ │specializarea în │
│ │profil teritorial │
├───────────────────┼──────────────────┤
│2.3 Consolidarea şi│● Contribuţia │
│dezvoltarea │clusterelor la │
│clusterelor/polilor│exporturile │
│de competitivitate │totale: 20% în │
│ │2020 │
├───────────────────┼──────────────────┤
│3.2 Cercetare, │ │
│dezvoltare şi │● Creşterea │
│inovare: asigurarea│cheltuielilor │
│unei finanţări │angajate de mediul│
│publice echivalente│privat pentru CDI │
│de 1% care să │până la 1% din PIB│
│permită efectul de │până în 2020, de │
│antrenare asupra │la 0,17 nivelul │
│cererii de │actual │
│cercetare în │ │
│sectorul privat │ │
├───────────────────┼──────────────────┤
│3.3 Sprijinirea │ │
│IMM-urilor în │● 20% IMM-uri care│
│vederea lansării de│introduc produse │
│produse sau │şi servicii │
│servicii inovative │inovative în 2020 │
│prin fonduri de │(de la 13,17% în │
│capital de risc, │2011) │
│granturi, proiecte │ │
│colaborative │ │
├───────────────────┼──────────────────┤
│3.7 Reducerea │● Reducerea │
│pierderilor în │consumului de │
│reţelele de │energie primară cu│
│distribuţie a │19% în 2020 faţă │
│energiei electrice │de 16,6% în 2012 │
├───────────────────┼──────────────────┤
│4.2 Creşterea │● Creşterea │
│atractivităţii │nivelului de │
│investiţiilor în │investiţii străine│
│cele 10 sectoare cu│directe în │
│potenţial de │sectoarele │
│specializare │prioritare cu 5 │
│inteligentă │p.p. la nivel │
│ │agregat │
└───────────────────┴──────────────────┘
Sursă - Strategia naţională pentru competitivitate 2014 - 2020, Ministerul Energiei 3. Politici şi măsuri pentru atingerea obiectivelor propuse În stabilirea politicilor şi măsurilor pentru atingerea obiectivelor propuse, s-au avut în vedere factorii principali determinanţi pentru fiecare dimensiune, conform tabelului de mai jos. Tabel 18 - Factorii principali avuţi în vedere în elaborarea politicilor şi măsurilor la nivelul fiecărei dimensiuni
┌───────────────┬──────────────────────┐
│Dimensiune │Factor în atingerea │
│ │ţintelor │
├───────────────┼──────────────────────┤
│ │1. Reducerea emisiilor│
│ │GES axate pe: │
│ │● Sectorul energetic │
│ │● Sectorul de │
│ │transport │
│ │● Sectorul rezidenţial│
│ │● Industrie │
│ │● Agricultură şi │
│ │dezvoltare rurală │
│ │● Dezvoltare urbană │
│ │● Gestionarea │
│Decarbonare - │deşeurilor │
│emisiile şi │● Turism şi activităţi│
│absorbţiile GES│recreative │
│ │● Protecţia calităţii │
│ │aerului, a solului, a │
│ │apei şi a │
│ │biodiversităţii │
│ │● Educarea şi │
│ │conştientizarea │
│ │publicului │
│ │2. Creşterea │
│ │absorbţiilor GES în: │
│ │● Silvicultură │
│ │● Utilizarea │
│ │terenurilor │
├───────────────┼──────────────────────┤
│ │1. Promovarea │
│ │utilizării de energie │
│ │regenerabilă în │
│ │producţia de energie │
│ │electrică (SRE-E) │
│Decarbonare - │2. Promovarea │
│energia din │utilizării de energie │
│surse │regenerabilă în │
│regenerabile │transporturi (SRE-T) │
│ │3. Promovarea │
│ │utilizării de energie │
│ │regenerabilă în │
│ │încălzire şi răcire │
│ │(SRE- Î&R) │
├───────────────┼──────────────────────┤
│ │Reducerea consumului │
│ │de energie în: │
│Eficienţă │1. Sectorul energetic │
│energetică │2. Industrie │
│ │3. Rezidenţial │
│ │4. Transport │
│ │5. Terţiar │
├───────────────┼──────────────────────┤
│ │1. Diversificarea │
│ │surselor de producţie │
│ │şi reducerea │
│ │dependenţei de │
│ │importuri │
│Securitate │2. Asigurarea │
│energetică │adecvanţei şi │
│ │flexibilităţii │
│ │sistemului energetic │
│ │3. Prevenirea şi │
│ │gestionarea riscurilor│
│ │de întrerupere a │
│ │alimentării cu energie│
├───────────────┼──────────────────────┤
│ │1. Creşterea │
│ │capacităţii de │
│ │interconectare a │
│ │reţelelor de transport│
│ │de energie │
│Piaţa internă a│2. Liberalizarea │
│energiei │pieţelor de energie │
│ │3. Integrarea pieţei │
│ │interne de energie la │
│ │nivel regional │
│ │4. Măsuri de sprijin │
│ │pentru alte dimensiuni│
├───────────────┼──────────────────────┤
│ │1. Nivelul de │
│Cercetare, │maturitate*25) al │
│inovare şi │tehnologiilor care │
│competitivitate│contribuie la │
│ │decarbonare │
└───────────────┴──────────────────────┘
*25) Conform clasificării descrise în Decizia COM C nr. (2014)4995 Sursă: Analiză Deloitte 3.1. Dimensiunea Decarbonare 3.1.1. Emisiile şi absorbţiile GES i. Politicile şi măsurile pentru atingerea obiectivului stabilit în temeiul Regulamentului (UE) nr. 2018/842, menţionat la punctul 2.1.1, şi politicile şi măsurile pentru respectarea Regulamentului (UE) nr. 2018/841, acoperind toate sectoarele importante generatoare de emisii şi sectoarele pentru sporirea absorbţiilor, cu o perspectivă către viziunea şi obiectivul pe termen lung de a deveni o economie cu emisii scăzute şi de a obţine un echilibru între emisii şi absorbţii în conformitate cu Acordul de la Paris Politicile şi planurile de acţiune naţionale pentru reducerea emisiilor de GES reprezintă un element esenţial în limitarea efectelor schimbărilor climatice asupra mediului, economiei şi societăţii. Pentru a sprijini creşterea economică verde, cu amprentă redusă de carbon, UE a introdus obiective ambiţioase privind clima şi energia până în 2030. Obligaţiile României în calitate de stat membru includ participarea la schema EU-ETS de comercializare a certificatelor de emisii de gaze cu efect de seră. Adiţional, emisiile din activităţile economice non-ETS sunt reglementate prin Regulamentul (UE) nr. 2018/842 şi limitate conform valorilor descrise la Cap. 2.1.1. Pe de altă parte, prevederile Art. 4 al Regulamentului (UE) nr. 2018/841 prevăd faptul că fiecare stat membru se asigură că emisiile rezultate din activităţi legate de exploatarea terenurilor, schimbarea destinaţiei terenurilor şi silvicultură nu depăşesc absorbţiile. Implicit, România va trebui să menţină un echilibru între utilizarea resurselor forestiere (care asigură absorbţiile) şi extinderea, de exemplu, a exploataţiilor agricole pentru asigurarea securităţii alimentare. Politicile şi măsurile avute în vedere de România în domeniu sunt descrise în cele ce urmează, fiind ordonate după interacţiunea cu alte dimensiuni ale Planului: vector principal în impactul trans-sectorial, ca efect secundar al măsurilor din alte dimensiuni, respectiv specifice dimensiunii în cauză. Politici şi măsuri trans-sectoriale 1) Emisiile şi absorbţiile GES dimensiune principală ● Promovarea investiţiilor în capacităţi noi de producţie a energiei electrice, cu emisii reduse de carbon; Dezvoltarea capacităţilor noi de producere a energiei electrice până în 2030 este importantă în special în contextul în care 80% din grupurile termoenergetice existente au durata de viaţă normală depăşită*26), dar şi a faptului că, în 2017, sectorul energetic genera peste 66% din emisiile GES*27) (exclusiv LULUCF) contabilizate la nivel naţional. Astfel, România îşi propune înlocuirea unei importante capacităţi pe bază de surse cu emisii crescute*28), cu centrale noi, eficiente şi cu emisii reduse, pe gaze, energie nucleară şi RES. Acest lucru va fi realizat inclusiv pentru încălzire în sistemele de termoficare de tip SACET, prin tranzitul energiei prin SEN şi utilizarea cu pompe de căldură la nivel de surse, folosind şi mecanismele de piaţă a energiei electrice. *26) Raportul Naţional 2018, ANRE (31 iulie 2019), Cap. "Monitorizarea planificării punerii în funcţiune de noi capacităţi de producţie", pag. 142/233 *27) Al 4-lea Raport Bienal al României depus în cadrul UNFCCC (Decembrie 2019), pag. 9 *28) Potrivit Raportului Naţional 2018, "(?) Au fost realizate lucrări de retehnologizare şi/sau modernizare pentru grupurile termoelectrice din SEN, dar nu toate sunt echipate cu instalaţii pentru reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră care să le permită încadrarea în normele impuse de Uniunea Europeană privind emisiile de dioxid de sulf, oxid de azot şi pulberi provenite de la instalaţiile mari de ardere", pag. 142/233 În acest sens se află în dezbatere şi planul de decarbonare propus de CE Oltenia, ce presupune înlocuirea şi completarea (până în anul 2030) a 1.260 MW în centrale pe bază de cărbune cu 1.400 MW centrale pe gaze naturale şi 300 MW energie regenerabilă (din energie solară)*29). Realizarea acestui plan ar putea genera un impact pozitiv asupra emisiilor de CO(2) în producerea de energie electrică, luând în considerare faptul că emisiile centralelor pe bază de gaze naturale sunt mai reduse, comparativ cu cele ale termocentralelor pe bază de cărbune*30). În plus, retehnologizarea şi construcţia de unităţi noi nucleare, precum şi realizarea unor proiecte strategice ale Hidroelectrica*31) (modernizări, retehnologizări, respectiv finalizarea principalelor obiective de investiţii aflate în execuţie) vor contribui, de asemenea, la înlocuirea capacităţilor poluante. *29) Pentru mai multe detalii cu privire la acest proiect, a se vedea secţiunea 3.3.i *30) Potrivit ultimelor date disponibile (Raportul Anual ANRE, 2017) emisiile specifice de CO(2) s-au situat la 911,14 g/kWh pentru cărbune, respectiv 407,04 g/kWh pentru gaze naturale în 2017 *31) Raportul Anual Hidroelectrica 2018, Cap. 6.2 "Activitatea de afaceri corporative", pag. 56 ● Utilizarea veniturilor din Mecanismele EU-ETS şi din Fondurile Structurale aferente noului Cadru Financiar Multianual 2021-2027 pentru proiectele în domeniul SRE şi al eficienţei energetice la nivel naţional şi internaţional; O parte din veniturile aferente Mecanismului EU-ETS (Fondul de Modernizare), dar şi din Fondurile Structurale aferente noului Cadru Financiar Multianual 2021-2027 şi ale mecanismului Just Transition vor fi angajate pentru co-finanţarea proiectelor SRE, sau crearea unor instrumente financiare pentru garantarea creditelor utilizate în realizarea acestui tip de proiecte, care vor contribui la realizarea ţintei pentru 2030. În acelaşi timp, o altă parte a veniturilor menţionate mai sus va fi direcţionată către asigurarea resurselor necesare în proiecte şi iniţiative de eficienţă energetică (exemplu: înfiinţarea Fondului Naţional pentru Eficienţă Energetică). ● Implementarea celor mai bune tehnologii disponibile (BAT), în vederea reducerii emisiilor de gaze cu efect de seră şi creşterea eficienţei energetice în procesele industriale; Conceptul de cele mai bune tehnologii disponibile se referă la cel mai eficient şi avansat stadiu de dezvoltare a activităţilor, precum şi a modului de realizare a acestora, indicând tehnici particulare ce pot fi folosite în scopul limitării maxime a emisiilor generate în aceste activităţi (şi astfel impactul acestor activităţi asupra mediului să fie minim). ● România urmăreşte să sprijine implementarea acestor tehnici, inclusiv prin intermediul Fondului de Inovare, Horizon 2020 etc., având ca efect direct reducerea emisiilor. De asemenea, această măsură va contribui şi la creşterea eficienţei energetice şi va fi susţinută şi de activităţi de cercetare-dezvoltare. De exemplu, susţinerea mediului privat, IMM-urilor, companiilor de tip start-up, institutelor de cercetare, universităţilor să acceseze proiecte de tip Horizon Europe pe axele de cercetare, inovare şi diseminare, pentru punerea în practică a unor proiecte BAT, de tip pilot demonstrativ, cu grad ridicat de replicabilitate.Dezvoltarea prioritară şi încurajarea utilizării transportului feroviar pentru transportul de persoane (în detrimentul transportului rutier) şi integrarea intermodală a acestuia cu celelalte moduri de transport. Acest lucru se va realiza prin: () Implementarea politicii Uniunii Europene în domeniul transporturilor (documentul COM(2011) 144 "Cartea Albă - Foaie de parcurs către un spaţiu european unic al transporturilor - către un sistem de transport competitiv şi eficient din punct de vedere al resurselor"), ce vizează: - "Un procent de 30% din transportul rutier de mărfuri pe distanţe de peste 300 km ar trebui să fie transferat până în 2030 către alte moduri de transport, cum ar fi transportul pe calea ferată sau pe căile navigabile, acest procent trebuind să depăşească 50% până în 2050 (...)"; – "Finalizarea, până în 2050, a unei reţele feroviare europene de mare viteză. Triplarea lungimii reţelei feroviare de mare viteză existente până în 2030"; – "Până în 2050, majoritatea transportului de călători pe distanţe medii ar trebui să se efectueze pe calea ferată"; – "Realizarea de progrese în direcţia aplicării principiilor "utilizator-plătitor" şi "poluator plătitor". () Creşterea calităţii serviciului de transport cu metroul, prin: - Achiziţia de trenuri noi, performante cu consum redus şi frânare recuperativă; – Modernizarea infrastructurii existente (sistemul de ventilaţie din staţii, calea de rulare, instalaţiile electrice şi iluminatul din staţii, instalaţiile de automatizări, etc); – Creşterea accesibilităţii staţiilor de metrou (pasaje, accese, escalatoare, lifturi); – Adaptarea graficelor de circulaţie corelate cu nivelul traficului de călători; – Integrarea transportului în comun de suprafaţă cu cel subteran prin implementarea unui sistem de taxare compatibil cu celelalte mijloace de transport în comun. () Dezvoltarea/extinderea reţelei de metrou în corelaţie cu nevoia de mobilitate şi celelalte moduri de transport: - Îmbunătăţirea accesului în Bucureşti prin intermediul transportului public; – Realizarea de parcări park & ride la intrările în Bucureşti (la capetele magistralelor de metrou) pentru preluarea călătorilor care vin din localităţile limitrofe. ● Promovarea tranziţiei către o economie circulară, prin politici şi măsuri de gestionare a deşeurilor*32): *32) Conform Prezentării Planului Naţional de Gestionare a Deşeurilor şi Programul Naţional privind Prevenirea Generării Deşeurilor, Februarie 2019, disponibil la http://www.mmediu.ro/app/webroot/uploads/files/2019- 03-14_SIPOCA%2021%20-%20Prezentare%20PNGD.pdf () Identificarea unităţilor administrativ-teritoriale care nu au prevăzut în contractul de salubrizare colectarea separată a deşeurilor municipale în conformitate cu art. 17 (1) din Legea nr. 211/2011 cu modificările şi completările ulterioare şi informarea Ministerului Mediului; () Verificarea implementării sistemului de colectare separată a deşeurilor municipale în unităţile administrativ-teritoriale în care există contracte de salubrizare care cuprind această obligaţie; () Utilizarea instalaţiilor de tratare a deşeurilor construite prin proiectele de Sistem de Management Integrat al Deşeurilor; () Demararea unei proceduri de achiziţie publică pentru derularea unor campanii de informare şi conştientizare la nivel naţional cu privire prevenirea, colectarea separată şi valorificarea deşeurilor municipale; () Tratarea deşeurilor la nivel local, în tot judeţul în care au fost generate; () Crearea de centre pentru pregătirea pentru reutilizare a deşeurilor municipale - cel puţin unul în fiecare judeţ/sector al Municipiului Bucureşti; () Extinderea sistemului de colectare separată a deşeurilor reciclabile, a biodeşeurilor, a deşeurilor verzi; () Extinderea capacităţilor de sortare; () Construirea de instalaţii de compostare, instalaţii de digestie anaerobă de tratare mecano-biologică cu biouscare; () Integrarea instalaţiilor de tratare a deşeurilor existente; () Închiderea tuturor depozitelor neconforme; () Construirea de depozite conforme în judeţele în care nu au fost încă implementate proiectele Sistemului de Management Integrat al Deşeurilor şi extinderea capacităţilor de depozitare existente; () Îmbunătăţirea cadrului legislativ existent în domeniul gestionării deşeurilor; () Întărirea capacităţii instituţionale a instituţiilor responsabile cu gestionarea şi monitorizarea gestionării deşeurilor; () Monitorizarea şi controlul activităţilor ce presupun managementul deşeurilor; () Organizarea de campanii de informare şi conştientizare a cetăţenilor asupra beneficiilor generate de activitatea de reciclare; () Stimularea unor simbioze energetice între SACET-uri şi industria din proximitate. Exemplu: în oraşul Cluj-Napoca, printr-un proiect pilot demonstrativ Horizon 2020 pe axa SPIRE (economie circulară) se va recupera căldura reziduală (care acum este aruncată pe coşul de fum al cuptoarelor) de la o fabrică locală (producătoare de gresie şi faianţă), şi se va introduce în sistemul de termoficare al oraşului, pentru încălzirea locuinţelor rezidenţiale, rezultând economii substanţiale de emisii de gaze cu efect de seră. 2) Emisiile şi absorbţiile GES dimensiune secundară Reducerea emisiilor/creşterea absorbţiilor GES poate fi asigurată prin adoptarea măsurilor ce au ca obiectiv îndeplinirea ţintelor stabilite pentru celelalte dimensiuni. Aceste măsuri sunt trans-sectoriale şi sunt prezentate în detaliu în cadrul dimensiunilor care le vizează în mod direct acestea. Specific, măsurile descrise în cadrul altor dimensiuni ce contribuie şi la reducerea emisiilor/creşterea absorbţiilor GES la nivelul anului 2030 sunt menţionate în cele ce urmează; detalii cu privire la acestea se regăsesc în secţiunea politicilor şi măsurilor (capitolul 3) aferente dimensiunii respective. ● Decarbonare - componenta energie din surse regenerabile: - Promovarea electromobilităţii în transportul rutier (vehicule uşoare şi transport public urban); Electromobilitatea contribuie la reducerea emisiilor GES, lucru în special important ţinând cont de faptul că o parte semnificativă din emisiile GES (exclusiv LULUCF) generate de România (peste 14%) provin din sectorul transporturilor (peste 20% din emisiile CO(2)). – Promovarea utilizării biocarburanţilor în transport (atât continuarea utilizării celor tradiţionali, cât şi introducerea celor avansaţi în transportul rutier); Ca şi în cazul electromobilităţii, utilizarea biocombustibililor are efecte benefice prin reducerea emisiilor de GES provenite din sectorul transporturilor. ● Eficienţă energetică: - Implementarea Strategiei de renovare pe termen lung (SRTL); Reducerea consumului de energie în sectorul rezidenţial şi terţiar (clădiri guvernamentale, clădiri publice, clădiri de birouri) va contribui la reducerea emisiilor GES din aceste sectoare. – Creşterea Eficienţei Energetice în sectoarele industriale reglementate prin EU-ETS; Reducerea consumului de energie în sectorul industrial va contribui la reducerea emisiilor GES din sector. – Dezvoltarea şi promovarea Mobilităţii Alternative; Reducerea emisiilor GES prin dezvoltarea şi promovarea metodelor alternative de mobilitate (e.g. biciclete, trotinete, etc.), întrucât aceste metode poluează semnificativ mai puţin decât transportul rutier (combustibili conveţionali). – Reînnoirea parcului auto; Reducerea emisiilor GES prin menţinerea unui parc auto cu autovehicule (Euro 6), eficiente sau vehicule cu propulsie electrică şi prin posibilitatea interzicerii înmatriculării autovehiculelor cu norme de poluare Euro 3 şi Euro 4. ● Securitate energetică: - Implementarea Planului de Decarbonare a CE Oltenia; Noile capacităţi de energie solară au un impact pozitiv asupra reducerii emisiilor de GES, întrucât aceste tehnologii nu operează pe baza combustibililor fosili şi implicit nu produc emisii de GES (comparativ cu centralele pe bază de cărbune pe care le înlocuiesc). De asemenea, înlocuirea capacităţilor pe cărbune cu capacităţi pe gaz contribuie la reducerea emisiilor în perioada de tranziţie. – Dezvoltarea proiectelor de cogenerare de înaltă eficienţă; Cogenerarea de înaltă eficienţă reprezintă un mod de producere de energie electrică şi termică ce permite reducerea emisiilor poluante. ● Cercetare, inovare şi competitivitate: - Adoptarea de tehnologii avansate în sectorul energetic; În ceea ce priveşte reducerea emisiilor GES, adoptarea de tehnologii avansate poate contribui prin implementarea soluţiilor pentru captarea carbonului, dezvoltarea de capacităţi de producţie a energiei fără emisii, noi capacităţi de stocare. De asemenea, se va facilita implementarea proiectelor pilot şi demonstrative pentru promovarea utilizării hidrogenului în producţia energiei electrice şi în sectorul industrial. Alte politici/măsuri specifice dimensiunii Obiectivele principale ale României pentru atingerea ţintei de reducere a emisiilor GES sunt: reducerea emisiilor de GES şi noxe, dezvoltarea sustenabilă a sectorului energetic naţional, cu protecţia calităţii aerului, a apei, a solului şi a biodiversităţii, precum şi combaterea schimbărilor climatice. Astfel, politicile şi măsurile propuse pentru fiecare sector din economia românească ce duc la îndeplinirea obiectivelor prioritare menţionate anterior se regăsesc în cele ce urmează. Sectorul energetic Sectorul energetic poate contribui în mod semnificativ la decarbonarea economiei româneşti. În acest sens, politicile şi măsurile propuse la acest moment în acest sector sunt: ● Aplicarea condiţiilor mai restrictive de desfăşurare a activităţilor de către companiile din sectorul energetic; Activităţile curente şi proiectele companiilor din sectorul energetic trebuie să respecte legislaţia de mediu şi să aplice cele mai bune practici internaţionale de protecţie a mediului. ● Reducerea în continuare a emisiilor de poluanţi în aer, apă şi sol, stabilite prin legislaţia aplicabilă sectorului energetic; ● Co-finanţarea proiectelor care vizează tehnologii şi procese de decarbonare, finanţate prin noile mecanisme de sprijin EU-ETS (de exemplu, prin Fondul de Inovare). ● Elaborarea de reglementări prin care să se depăşească barierele în realizarea investiţiilor private. Sectorul transporturilor Politicile şi măsurile necesare pentru atingerea obiectivelor de decarbonare vizează şi sectorul transporturilor, întrucât acesta are o pondere semnificativă în totalul emisiilor (peste 10% din totalul emisiilor GES la nivel naţional provin în prezent din acest sector). Astfel, măsurile pentru decarbonarea sectorului de transport sunt: ● Limitarea circulaţiei vehiculelor cu alimentare convenţională în centrele oraşelor, pentru a îmbunătăţi calitatea aerului; Adoptarea unor măsuri cu scopul limitării accesului automobilelor poluante în centrul oraşelor. De exemplu, din 2022 ar putea fi introdusă interzicerea accesului în centrul capitalei pentru maşinile non-Euro, Euro 1 şi Euro 2, în timp ce pentru Euro 3 restricţia ar fi aplicabilă începând cu anul 2023. Mai mult, se poate recurge la modificarea impozitului anual pe deţinerea de autovehicule, în sensul creşterii impozitelor pentru autoturismele non-Euro, Euro 1 şi Euro 2. ● Promovarea dezvoltării producţiei şi a infrastructurii necesare penetrării combustibililor alternativi, inclusiv GPL, GNC şi GNL, prin măsuri precum*33): *33) Conform Cadrului naţional de politică pentru dezvoltarea pieţei în ceea ce priveşte combustibilii alternativi în sectorul transporturilor şi pentru instalarea infrastructurii relevante în România () Dezvoltarea a două terminale GNL în portul fluvial Galaţi care să poată oferi o gamă largă de distribuţie: buncherare LNG pentru navele de navigaţie interioară şi maritimă, furnizarea de GNL pentru transportul rutier precum şi pentru industrii, precum şi în portul maritim Constanţa, care să includă o instalaţie de stocare, instalaţii de încărcare pentru nave maritime şi alimentarea cu combustibil a navelor interioare; () Revizuirea, completarea şi simplificarea cadrului normativ destinat autorizării staţiilor de realimentare cu GPL, pentru asigurarea unor standarde adecvate de protecţie a mediului şi pentru asigurarea unei monitorizări adecvate cu privire la cantităţile de GPL livrate în aglomerările urbane; () Instituirea unui sistem mai eficient de monitorizare a vehiculelor care sunt echipate, ulterior omologării, cu instalaţii GPL; () Evaluarea oportunităţii modificării cadrului normativ destinat evidenţei vehiculelor care sunt echipate cu sisteme GPL; () Revizuirea, completarea şi simplificarea cadrului normativ destinat autorizării şi funcţionării staţiilor de realimentare cu GNC, pentru asigurarea unor standarde adecvate de protecţie a mediului şi pentru simplificarea normelor cu privire la procedura de realimentare a vehiculelor rutiere; () Revizuirea, completarea şi simplificarea cadrului normativ destinat realimentării vehiculelor şi navelor care utilizează GNL în condiţii de siguranţă şi protecţie a mediului; () Realizarea unei analize cu privire la dezvoltarea infrastructurii pentru GNL, care va avea în vedere fezabilitatea economică şi proporţionalitatea costurilor în raport cu beneficiile, inclusiv cele de mediu; () Evaluarea oportunităţii includerii vehiculelor care utilizează GNC şi GNL în Programul privind reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră în transporturi, prin promovarea vehiculelor de transport rutier nepoluante şi eficiente din punct de vedere energetic; () Evaluarea oportunităţii instituirii unor instrumente financiare (precum fondurile de garantare, obligaţiunile, parteneriatele public-private) disponibile persoanelor juridice care intenţionează să dezvolte staţii de alimentare, precum şi pentru achiziţia de flote de vehicule care utilizează combustibili alternativi. ● Implementarea standardelor cu privire la emisiile CO(2) în transportul uşor de pasageri: autoturisme (reducere de 37,5% în 2030 comparativ cu 2021) şi autoutilitare (reducere de 31% în 2030 comparativ cu 2021), conform prevederilor Regulamentului nr. 2019/631; ● Implementarea standardelor cu privire la emisiile CO(2) în transportul greu, conform prevederilor Regulamentului nr. 2019/1242 - reducerea emisiilor generate de întregul parc de vehicule grele de 15% în 2020 şi 30% în 2030, ambele faţă de media UE în perioada de referinţă (1 iulie 2019 - 30 iunie 2020); ● Introducerea unor stimulente economice puternice pentru un sistem de transport ecologic, prin instrumente de preţ; ● Extinderea sistemelor de management smart a transportului în marile oraşe; ● Dezvoltarea infrastructurii pentru ciclism; ● Scăderea nivelului de poluare, inclusiv fonică, din centrele urbane; ● Asigurarea unui traseu de traversare a României care să aibă impact minim asupra mediului; ● Creşterea nivelului de conştientizare a beneficiilor transportului ecologic. Sectorul rezidenţial Decarbonarea sectorului rezidenţial se va realiza prin: ● Elaborarea de standarde calitative obligatorii pentru conservarea şi eficientizarea energetică, incluzând izolarea termică, iluminatul, utilizarea aerului condiţionat, etc.; ● Atragerea de investiţii în infrastructura de reţea pentru încurajarea încălzirii din surse electrice; ● Pregătirea de campanii de informare pentru definirea emisiilor cauzate de tipuri diverse de echipament sau proprietăţi; ● Identificarea de acţiuni specifice pentru încurajarea utilizării becurilor LED/inteligente în locul celor convenţionale; ● Introducerea obligativităţii în ceea ce priveşte clădirile noi din proprietatea/administrarea autorităţilor administraţiei publice care urmează să fie recepţionate în baza autorizaţiei de construire emise după 31 decembrie 2020, să fie clădiri al căror consum de energie este aproape egal cu zero; ● Implementarea Legii nr. 101/2020 pentru modificarea şi completarea Legii nr. 372/2005 privind performanţa energetică a clădirilor ce prevede creşterea obligativităţii cu privire la acoperirea consumului de energie primară din SRE de la 10% la 30%; ● Promovarea utilizării energiei electrice în încălzire, în special în locuinţele din mediul semi-urban şi rural, acolo unde se poate justifica economic investiţia în pompe de căldură aer-sol, cu eficienţă energetică ridicată; ● Continuarea pe termen lung a programului Casa Verde Plus; ● Promovarea utilizării energiei regenerabile în sectorul rezidenţial şi terţiar prin implementarea Strategiei de renovare pe termen lung emis de MLPDA, inclusiv instalarea panourilor termice şi solare prevăzute în documentul strategic menţionat; ● Promovarea cooperării dintre diferite părţi interesate (municipalităţi, companii de utilităţi, consumatori etc.) pentru identificarea soluţiilor adecvate şi alinirea obiectivelor acestora în ceea ce priveşte decarbonarea sectorului rezindeţial. Industrie Măsurile din cadrul sectorului industrial sunt: ● Reducerea intensităţii emisiilor de carbon din industrie; ● Explorarea abordărilor voluntare, tranzacţionarea emisiilor şi taxele aferente; ● Realizarea de cursuri de instruire în domeniul eficienţei utilizării resurselor şi a producţiei curate; ● Stimulente financiare pentru personalul specializat în utilizarea eficientă a resurselor; ● Înfiinţarea/dezvoltarea de parcuri industriale care funcţionează pe principiul simbiozei industriale sau încurajarea celor existente; ● Dezvoltarea de clustere regionale pentru planificarea energiei durabile, pentru utilizarea energiei inteligente în IMM-uri; ● Sprijinirea proceselor de producţie ecologică şi utilizării eficiente a resurselor de către IMM-uri; ● Reabilitarea site-urilor industriale şi contaminate pentru protecţia calităţii aerului, a apei, a solului şi a biodiversităţii. Agricultură şi dezvoltare rurală În sectorul agriculturii şi dezvoltării rurale, măsurile prezentate mai jos au ca scop reducerea emisiilor de GES şi noxe, precum şi combaterea schimbărilor climatice: ● Continuarea investiţiilor prevăzute în Programul Naţional de Dezvoltare Rurală 2014- 2020 pentru modernizarea fermelor, până în anul 2022. Investiţiile în acest domeniu vor fi continuate, detalierea acestora urmând să fie prevăzută în Planul Naţional Strategic 2021-2027, aspect care se va reflecta în revizuirea PNIESC, în anul 2023; ● Continuarea aplicării bunelor practici agricole, în baza Programului Naţional de Dezvoltare Rurală 2014-2020 şi a dispoziţiilor privind plăţile directe pe suprafaţă în cadrul Politicii Agricole Comune, până în anul 2022. Modalitatea de aplicare a bunelor practici agricole după anul 2022 va fi stabilită în mod detaliat în Planul Naţional Strategic 2021-2027, aceasta urmând a fi luată în considerare în PNIESC cu prilejul revizuirii acestui document, în anul 2023; ● Continuarea activităţilor privind sechestrarea carbonului în agricultură, în baza Programului Naţional de Dezvoltare Rurală 2014-2020 şi a dispoziţiilor privind plăţile directe pe suprafaţă în cadrul Politicii Agricole Comune, până în anul 2022. După anul 2022, investiţiile în acest domeniu vor fi prevăzute în mod detaliat în Planul Naţional Strategic 2021-2027, acestea urmând a fi luate în considerare inclusiv în PNIESC cu prilejul revizuirii acestui document, în anul 2023; ● Continuarea investiţiilor prevăzute în Programul Naţional de Dezvoltare Rurală 2014- 2020, până în anul 2022, pentru reabilitarea şi modernizarea infrastructurii de irigaţii şi drenaj. După anul 2022, investiţiile în acest domeniu vor fi prevăzute în mod detaliat în Planul Naţional Strategic 2021-2027 şi vor fi luate în considerare inclusiv în cadrul PNIESC cu prilejul revizuirii acestui document, în anul 2023; ● Continuarea până în anul 2022 a activităţilor pentru gestionarea adecvată a terenurilor agricole în scopul adaptării la efectele schimbărilor climatice, în baza Programului Naţional de Dezvoltare Rurală 2014-2020 şi a dispoziţiilor privind plăţile directe pe suprafaţă în cadrul Politicii Agricole Comune. După anul 2022, activităţile aferente acestui domeniu vor fi prevăzute în mod detaliat în Planul Naţional Strategic 2021-2027, acestea urmând a fi luate în considerare şi în PNIESC cu prilejul revizuirii acestui document, în anul 2023. Dezvoltare urbană ● Promovarea unor măsuri de dezvoltare mai compacte, cu o utilitate combinată, orientate pe activităţile de tranzit, ca modalitate de reducere a distanţelor parcurse de autovehicule, de dezvoltare a infrastructurii şi de reducere a costurilor de întreţinere; ● Promovarea îmbunătăţirii nivelului de eficienţă energetică în clădiri şi în sistemele majore de infrastructură urbană; ● Promovarea "oraşelor inteligente", respectiv a celor "verzi". Gestionarea deşeurilor ● Promovarea prevenirii generării deşeurilor; ● Creşterea gradului de reutilizare sau reciclare a materialelor incluse în fluxul de deşeuri, reducerea volumului de material ce trebuie gestionat drept deşeuri prin promovarea proceselor de simbioză industrială şi aplicarea conceptului de eficienţa utilizării resurselor în gestionarea durabilă a deşeurilor; ● Colectarea separată a deşeurilor biodegradabile şi compostarea lor; ● Gestionarea deşeurilor comerciale, industriale şi periculoase; ● Gestionarea deşeurilor menajere: măsuri de prevenire, minimizare, sortare, reciclare, tratament biologic mecanic, tratament termic; ● Consolidarea şi extinderea sistemelor de management integrat al deşeurilor, inclusiv recuperarea energiei din deşeuri. Silvicultura În sectorul silviculturii, măsurile prezentate mai jos au ca scop reducerea emisiilor de GES şi noxe, precum şi combaterea schimbărilor climatice: ● Creşterea suprafeţelor împădurite şi a altor terenuri cu vegetaţie forestieră prin: () Identificarea şi includerea în fondul forestier naţional a vegetaţiei forestiere care îndeplineşte condiţiile de încadrare ca pădure, inclusiv prin crearea de mecanisme de cointeresare a proprietarilor; () Continuarea identificării terenurilor inapte folosinţelor agricole şi ameliorarea acestora, după caz; () Continuarea aplicării Legii nr. 289/2002 pentru crearea sistemului naţional al perdelelor forestiere de protecţie; () Asigurarea materialului forestier de reproducere; () Promovarea măsurilor pentru împădurirea terenurilor degradate şi pentru crearea de perdele forestiere. ● Armonizarea sistemului naţional de indicatori pentru gestionarea durabilă a pădurilor, prin: () Actualizarea permanentă a indicatorilor pentru gestionarea durabilă a pădurilor în context european şi naţional; () Realizarea "Programului forestier naţional şi corelarea indicatorilor pentru gestionarea durabilă a pădurilor cu acesta". ● Conservarea şi ameliorarea biodiversităţii ecosistemelor forestiere, prin: () Identificarea şi conservarea pădurilor virgine şi cvasivirgine, a pădurilor ripariene, a habitatelor forestiere şi speciilor rare, ameninţate, periclitate; () Protejarea diversităţii biologice a ecosistemelor forestiere, a pădurilor cu structuri naturale şi cvasinaturale; () Conservarea habitatelor marginale, a zonelor umede aflate pe terenuri ocupate cu vegetaţie forestieră, a speciilor protejate sau vulnerabile; () Dezvoltarea unui sistem de compensare a unor restricţii impuse de cerinţele reţelei Natura 2000 pentru asigurarea gospodăririi durabile a pădurilor în cadrul ariilor naturale protejate. ● Adaptarea continuă a pădurilor la schimbările climatice, prin: () Adaptarea practicilor de regenerare a pădurilor la necesităţile impuse de schimbările climatice; () Adaptarea continua a sistemului de gestionare a pădurilor în vederea îmbunătăţirii capacităţii de adaptare a acestora la schimbările climatice; () Menţinerea şi îmbunătăţirea sistemului de monitorizare şi observare a acţiunii factorilor biotici şi abiotici destabilizatori; () Promovarea regenerării naturale prin aplicarea tratamentelor intensive şi semiintensive adecvate; () Promovarea compoziţiilor diversificate, cu accent pe conservarea şi refacerea biodiversităţii genetice a speciilor forestiere cu exigenţe ecologice compatibile cu condiţiile staţionale; () Refacerea pădurilor destructurate ca urmare a efectelor schimbărilor climatice; () Selectarea şi promovarea de biotipuri de arbori rezistente/adaptate la schimbări climatice şi extinderea utilizării acestora în lucrările de regenerare a pădurilor. ● Dezvoltarea sistemului de amenajare a fondului forestier naţional, prin: () Creşterea ponderii fondului forestier inclus în amenajamentele silvice () Promovarea unor sisteme de certificare compatibile cu practicile de management adoptate la nivel naţional; () Monitorizarea continua a aplicării prevederilor amenajamentelor silvice. ● Evaluarea şi monitorizarea funcţiilor, serviciilor ecosistemice oferite de pădure şi a resurselor forestiere, prin: () Realizarea inventarului forestier naţional; () Elaborarea/perfecţionarea metodologiilor privind cuantificarea valorii funcţiilor şi serviciilor ecosistemice oferite de pădure; proiectarea unui sistem de plăţi pentru serviciile ecosistemice; () Creşterea capacităţii pădurilor de stocare a carbonului în contextul unei administrări forestiere durabile; crearea cadrului de valorificare a stocurilor de carbon. ● Lucrări de amenajare a bazinelor hidrografice torenţiale - amenajarea albiilor torenţiale, prin: () Crearea unui sistem integral şi integrat de amenajare a bazinelor hidrografice torenţiale pentru diminuarea efectelor dezastrelor naturale; () Monitorizarea continuă a stării lucrărilor de corectare a torenţilor din fondul forestier naţional. ● Creşterea gradului de accesibilizare a fondului forestier naţional, prin: () Creşterea indicelui de desime a căilor de transport forestier; () Accesibilizarea arboretelor; () Reabilitarea/refacerea a căilor de transport forestier afectate de calamitaţi naturale; () Adaptarea reţelei de drumuri forestiere la caracteristicile tehnice actuale ale mijloacelor de transport forestiere; () Promovarea construcţiei de drumuri forestiere de versant. ● Realizarea sistemului informaţional integrat pentru silvicultură, prin: () Realizarea interoperabilităţii şistemului informaţional în silvicultură; () Optimizarea subsistemului SUMAL; interconectarea cu sistemele informatice ale utilizatorilor; () Perfecţionarea subsistemului de indicatori statistici pentru silvicultură. ● Extinderea tehnologiilor de recoltare a lemnului, performante sub raport tehnic, ecologic şi economic, prin: () Stimularea achiziţiei şi utilizării de tehnologii performante de recoltare a lemnului şi cu impact redus asupra mediului; () Limitarea utilizării tehnologiilor agresive faţă de mediu. ● Creşterea contribuţiei sectorului forestier la dezvoltarea rurală; () Utilizarea cu prioritate a bunurilor şi serviciilor oferite de pădure în beneficiul comunităţilor locale; () Implicarea comunităţilor locale în procesele decizionale de gestionare şi protecţie a pădurilor. Protecţia calităţii aerului, a solului, a apei şi a biodiversităţii ● Reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră din sectorul alimentării cu apă şi al epurării apelor uzate; ● Colectarea şi tratarea apelor reziduale; ● Măsuri de îmbunătăţire a calităţii aerului înconjurător; ● Măsuri de reducere a nivelului de zgomot; ● Reabilitarea siturilor industriale şi contaminate; ● Evaluarea vulnerabilităţilor habitatelor naturale şi ale speciilor protejate de floră şi faună pe baza sistemului de monitorizare a stării de conservare; ● Menţinerea şi creşterea rezilienţei ecosistemelor; ● Creşterea capacităţii biodiversităţii de adaptare la schimbările climatice prin promovarea managementului adaptativ; ● Evaluarea serviciilor oferite de ecosisteme şi implementarea abordării ecosistemice în sistemele de luare a deciziilor; ● Perfecţionarea/dezvoltarea cunoaşterii şi a înţelegerii rolului şi contribuţiei biodiversităţii în adaptarea la schimbările climatice; ● Protecţia, restaurarea şi utilizarea durabilă a siturilor Natura 2000; ● Protecţia naturii şi a biodiversităţii, infrastructura verde. Turism şi activităţi recreative ● Protecţia şi extinderea zonelor naturale de recreere, în oraşe şi în împrejurimile acestora; ● Planificarea strategică pentru dezvoltarea destinaţiilor turistice mai puţin dependente de schimbările climatice; ● Planificarea pe termen lung pentru staţiuni montane ecologice sezoniere; ● Adaptarea şi protejarea turismului litoral în ceea ce priveşte infrastructura la schimbările climatice; ● Planificare, politici şi educaţie de dezvoltare pe termen lung pentru ca turismul să ia în calcul consecinţele schimbărilor climatice; ● Protecţia, dezvoltarea şi promovarea patrimoniului natural şi a turismului ecologic. Sănătate publică şi servicii de răspuns în situaţii de urgenţă ● Dezvoltarea, la nivel naţional, a capacităţii de supraveghere a evenimentelor cauzate de diverşi factori, cu impact asupra sănătăţii publice; ● Evaluarea riscurilor pe sănătate generate de impactul factorilor de mediu; ● Protejarea sănătăţii cetăţenilor faţă de impacturile dezastrelor, prin consolidarea sistemului naţional de management al situaţiilor de urgenţă. Educarea şi conştientizarea publicului ● Creşterea gradului de informare şi conştientizare a populaţiei cu privire la impactul schimbărilor climatice şi al eficienţei energetice, precum şi adaptarea la acestea prin introducerea în programele şcolare a unor cursuri destinate înţelegerii schimbărilor climatice, realizării de economii de energie şi a activităţilor asociate; ● Îmbunătăţirea gradului de educare a cetăţenilor privind reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră şi adaptarea la schimbările climatice; ● Creşterea investiţiilor în echipamente şi know-how pentru reducerea consumului unitar de energie; ● Implementarea unui sistem de evaluare şi monitorizare a efectelor dezvoltării socio- economice şi coordonarea măsurilor de creştere a biocapacităţii, inclusiv pentru reducerea amprentei ecologice a României; ● Implementarea unor scheme de mobilitate la nivelul macroregiunilor pentru transferul de bune practici, programe de investiţii pentru folosirea în comun a serviciilor (soft cooperation). Asigurările ca instrument de adaptare la schimbările climatice ● Creşterea utilizării şi a accesului la produsele de asigurare împotriva evenimentelor extreme de către diferitele grupuri vulnerabile: persoane fizice sărace, fermieri, IMM- uri; ● Creşterea capacităţii instituţionale a sectorului de asigurări în vederea dezvoltării de produse de asigurare destinate adaptării la schimbările climatice; ● Măsurile pentru adaptarea la schimbările climatice, prevenirea şi gestionarea riscurilor legate de climă: inundaţii, furtuni, incendii şi secetă. Elaborarea şi actualizarea hârţilor de risc pentru fiecare caz şi întărirea capacităţii instituţiilor dedicate, de exemplu Administraţia de Meteorologie, pentru obţinerea datelor din teritoriu, referitoare la e.g. temperaturi, precipitaţii, debitele apelor, etc.; ● Prevenirea şi gestionarea riscurilor non-climatice (ex. cutremure) şi a riscurilor legate de activităţile umane (de exemplu accidente tehnologice); ● Regiunile ultraperiferice: sprijin pentru compensarea costurilor suplimentare datorate condiţiilor climatice şi dificultăţilor de ajutorare. ii. Dacă este cazul, cooperarea regională în acest domeniu Conform celor stabilite în art. 5 alin. (4-7), Regulamentul nr. 2018/842/UE, România ar putea să transfere o parte din alocările anuale de emisii în sectoarele care nu fac obiectivul ETS. Aceste transferuri pot fi realizate prin licitaţie, prin recurgerea la intermediari de pe piaţă care acţionează cu titlu de agenţi, sau prin acorduri bilaterale. iii. Fără a aduce atingere aplicabilităţii normelor privind ajutoarele de stat, măsurile de finanţare, inclusiv sprijinul acordat de Uniune şi utilizarea fondurilor Uniunii în acest domeniu la nivel naţional, dacă este cazul Pentru o prezentare a surselor de finanţare pentru politicile şi măsurile propuse, a se vedea Cap. 5.3.i. 3.1.2. Energia din surse regenerabile i. Politicile şi măsurile pentru a realiza contribuţia naţională la obiectivul obligatoriu la nivelul Uniunii privind energia din surse regenerabile pentru 2030 şi traiectoriile, menţionate la art. 4 lit. (a) punctul 2 şi, dacă este cazul sau dacă sunt disponibile, elementele prezentate la punctul 2.1.2, inclusiv măsuri specifice sectoarelor şi tehnologiilor*34) *34) La planificarea acestor măsuri, statele membre iau în considerare sfârşitul duratei de viaţă a instalaţiilor existente şi potenţialul de repowering Având în vedere obiectivele propuse de România la nivelul anului 2030 (descrise în cadrul Capitolului 2) şi contextul actual al ţării (inclusiv limitările existente), priorităţile în ceea ce priveşte politicile şi măsurile de promovare a utilizării energiei din surse regenerabile ar trebui să ţintească asupra creşterii ponderii de energie regenerabilă în producerea de energie electrică şi în transporturi. Principalele politici şi măsuri vizate de România în atingerea ţintei de energie regenerabilă în 2030 se vor concentra pe adaptarea cadrului legislativ primar şi secundar, în conformitate cu prevederile noilor Directive şi Regulamente incidente. Politici şi măsuri trans-sectoriale 1) Energia din surse regenerabile dimensiune principală Politicile şi măsurile pentru promovarea utilizării de energie regenerabilă în transporturi (SRE-T) Transportul rutier Promovarea utilizării combustibililor alternativi în transportul rutier va avea ca efecte secundare, suplimentar contribuţiei pentru îndeplinirea ţintei SRE-T stabilită pentru anul 2030, reducerea emisiilor GES din sectorul transporturilor, precum şi creşterea eficienţei energetice (prin promovarea electromobilităţii, vehiculele electrice implicând un consum mai mic de energie comparativ cu sursele convenţionale). Specific, măsurile propuse de România în acest sector sunt: ● Promovarea electromobilităţii (vehicule uşoare şi transport public urban) prin: () Elaborarea unui plan pentru implementarea reţelelor publice de încărcare, precum şi încurajarea investiţiilor private pentru dezvoltarea infrastructurii, printr-un mecanism de stimulare; () Instalarea de staţii de reîncărcare pentru autovehicule electrice; O primă măsură în promovarea electromobilităţii în transportul rutier propusă de România este instalarea infrastructurii de încărcare a vehiculelor electrice în incinta parcărilor de lungă durată şi a CIC-urilor de pe Autostrada Sibiu - Piteşti. De asemenea, s-a identificat necesitatea demarării procedurilor necesare încheierii de contracte de utilizare zonă drum în scopul instalării staţiilor de încărcare pentru vehicule electrice situate pe Autostrada A1, tronsoanele Nădlac-Timişoara-Sibiu şi Piteşti-Bucureşti şi pe Autostrada A2, tronsonul Bucureşti-Constanţa; la acest moment se elaborează documentaţia aferentă licitaţiei publice. Sunt propuse un număr de 20 de locaţii pentru instalarea de staţii de încărcare, care vor respecta reglementările prevăzute în Anexa nr. 3 la H.G. nr. 87/2018. Sursele de finanţare identificate pentru implementarea acestor măsuri sunt Fondul pentru Mediu, aflat în gestionarea AFM - programe finanţate - Programul privind reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră în transporturi, prin promovarea infrastructurii pentru vehiculele de transport rutier nepoluant din punct de vedere energetic: staţii de reîncărcare pentru vehicule electrice şi electrice hibrid plug-in şi Fondurile europene - FEDR, FC, prin intermediul POIM; În perioada programatică 2014-2020 prin intermediul Mecanismului pentru Interconectarea Europei - CEF sunt finanţate acţiuni ce vizează crearea unei reţele sustenabile de combustibili alternativi, fiind astfel demarată implementarea la nivel naţional, a reţelei de combustibili alternativi situată pe principalele tronsoane ale reţelei TEN-T centrale. De asemenea, România va implementa cerinţele stabilite prin Directiva (UE) nr. 2018/844*35), ce prevede măsuri pentru sprijinirea instalării infrastructurii de reîncărcare, precum: *35) Directiva nr. 2018/844 a Parlamentului European şi a Consiliului din 30 mai 2018 de modificare a Directivei nr. 2010/31/UE privind performanţa energetică a clădirilor şi a Directivei nr. 2012/27/UE privind eficienţa energetică – Instalarea a cel puţin un punct de reîncărcare, precum şi a infrastructurii încastrate (tubulatura pentru cabluri electrice) pentru cel puţin un loc de parcare din cinci pentru toate clădirile nerezidenţiale cu peste douăzeci de locuri de parcare (pentru a putea asigura instalarea ulterioară a punctelor suplimentare), până la 1 ianuarie 2025; – Înstalarea tubulaturii pentru cabluri electrice pentru toate clădirile rezidenţiale noi şi cele supuse unor renovări majore, care au mai mult de zece locuri de parcare, în condiţiile stabilite în Directivă. () Continuarea aplicării de reduceri de taxe şi scutiri de impozit pentru achiziţia şi utilizarea vehiculelor electrice sau hibrid - în special pentru flotele companiilor; Spre exemplu, Primăria Municipiului Bucureşti a adoptat în 2016 măsura de scutire de la plata taxei de parcare în parcările publice a automobilelor electrice şi hibrid înregistrate în Bucureşti. Această măsură specifică poate fi adoptată şi la nivelul altor oraşe din România. De asemenea, se va continua măsura de exceptare de la plata impozitului pe proprietate pentru maşinile electrice: 100% exceptare pentru autovehiculele pur electrice şi 50% pentru autovehiculele hibrid. () Continuarea acordării de subvenţii guvernamentale pentru achiziţia autovehiculelor electrice şi hibrid; În acest sens poate fi exemplificată continuarea programului "RABLA Plus", conform căruia sunt acordate suvenţii de 45.000 RON la achiziţia autovehiculelor pur electrice şi 20.000 RON la achiziţia autovehiculelor hibride cu emisii de maximum 50 g CO(2)/km, pentru persoanele cu domiciliu şi/sau reşedinţa în România. () Elaborarea de reglementări pentru susţinerea agenţilor interesaţi să investească în infrastructura de electromobilitate; () Aplicarea unui tarif atractiv asigurat pentru noi aplicaţii în domeniul electricităţii, cum ar fi mobilitatea electrică, care să reflecte costul actual de achiziţie şi costurile de sistem; acesta trebuie să livreze un nivel atrăgător de profitabilitate şi să garanteze sustenabilitatea economică; () Analiza introducerii de taxe de mediu ridicate şi stricte, care să limiteze achiziţia vehiculelor uzate; () Introducerea unor benzi speciale de circulaţie pentru mijloacele de transport public şi automobilele electrice; () Elaborarea de reglementări la nivel municipal pentru organizarea locurilor de parcare cu acces limitat, asigurând astfel un loc garantat cu spaţiu pentru încărcare pentru deţinătorii de vehicule electrice care nu deţin propriul garaj; () Pregătirea de acţiuni de promovare a importanţei electromobilităţii, armonizate cu obiectivele de Decarbonare pe termen lung; () Stimularea investiţiilor în dezvoltarea industriei prelucrătoare, de echipamente pentru SRE, eficienţă energetică şi electromobilitate prin stabilirea unor măsuri de sprijin care cuprind cercetarea, stabilirea unor standarde comune şi dezvoltarea infrastructurii necesare autovehiculelor electrice şi hibride; () Extinderea, respectiv modernizarea transportului urban public cu mijloace ecologice, cum ar fi troleibuze, tramvaie, metroul şi reţele feroviare suburbane. ● Promovarea utilizării bio-combustibililor (creşterea ponderii biocarburanţilor de generaţia I şi generaţia a II-a) prin: () Încurajarea investiţiilor în instalaţii de co-procesare situate în rafinării (Producerea de Diesel regenerabil şi sustenabil, în conformitate cu reglementările EU - RED II şi EN 590); () Încurajarea investiţiilor în producţia de etanol avansat; () Încurajarea investiţiilor în instalaţii de co-procesare situate în rafinării (Producerea de Diesel regenerabil şi sustenabil în conformitate cu reglementările EU - RED II şi EN 590). 2) Energia din resurse regenerabile dimensiune secundară Producţia energiei din resurse regenerabile pe termen lung poate fi asigurată prin dezvoltarea infrastructurii pentru creşterea capacităţii de producere a energiei din resurse regenerabile, prin dezvoltarea unor mecanisme de piaţă fezabile şi transformarea reţelelor de transport şi distribuţie, luând în considerare proiecte de modernizare şi digitalizare. Aceste măsuri sunt trans-sectoriale şi sunt prezentate în detaliu în cadrul dimensiunilor care le vizează în mod direct pe acestea. Specific, măsurile descrise în cadrul altor dimensiuni ce contribuie şi la îndeplinirea cotei SRE la nivelul anului 2030 sunt menţionate în cele ce urmează; detalii cu privire la acestea se regăsesc în secţiunea politicilor şi măsurilor (capitolul 3) aferente dimensiunii respective. ● Decarbonare - componenta emisiile şi absorbţiile GES: - Promovarea investiţiilor în capacităţi noi de producere a energiei electrice, cu emisii reduse de carbon - SRE-E; Înlocuirea capacităţilor existente de producţie a energiei electrice din resurse convenţionale cu cele cu emisii reduse de carbon va avea ca efect şi promovarea surselor regenerabile în producerea energiei electrice (de exemplu resursă eoliană, solară). – Posibilitatea folosirii veniturilor din Mecanismele EU-ETS şi din Fondurile Structurale aferente noului Cadru Financiar Multianual 2021- 2027 pentru proiectele în domeniul SRE şi al eficienţei energetice la nivel naţional şi internaţional - SRE global; Veniturile din Mecanismele EU-ETS şi din Fondurile Structurale aferente noului Cadru Financiar Multianual 2021-2027 pot fi folosite pentru finanţarea unor proiecte SRE. – Dezvoltarea prioritară şi încurajarea utilizării transportului feroviar pentru transportul de persoane (în detrimentul transportului rutier) şi integrarea intermodală a acestuia cu celelalte moduri de transport - SRE-T; Încurajarea transportului feroviar în detrimentul transportului rutier va contribui la îndeplinirea ţintei SRE-T la nivelul anului 2030 datorită utilizării crescute a energiei electrice în acest mod de transport; acest lucru este în special important în condiţiile îndeplinirii ţintei SRE-E din 2030 (ce presupune o cotă de energie electrică din surse regenerabile mai mare decât cea din prezent. ● Eficienţă energetică: - Implementarea Strategiei de renovare pe termen lung (SRTL) - SRE-E şi SRE-Î&R; STRL presupune, suplimentar renovării clădirilor în scopul creşterii eficienţei energetice, adoptarea tehnologiilor SRE precum instalarea de panouri solare termice, panouri fotovoltaice şi pompe de căldură, ce va contribui la îndeplinirea ţintelor SRE-E şi SRE-Î&R la nivelul anului 2030. Măsurile specifice creşterii utilizării energiei din surse regenerabile în încălzire şi răcire şi în producţia de energie electrică ce sunt cuprinse în SRTL sunt detaliate în secţiunea "Alte politici/măsuri specifice dimensiunii" din cadrul prezentului capitol*36). *36) Cele cu privire la creşterea SRE în producţia de energie electrică se regăsesc la secţiunea "Politicile şi măsurile pentru promovarea utilizării de energie regenerabilă în producţia de energie electrică (SRE-E)" - " b. Creşterea SRE-E în sectorul rezidenţial şi încurajarea dezvoltării prosumatorilor", iar cele cu privire la creşterea SRE în încălzire şi răcire la secţiunea "Politicile şi măsurile pentru promovarea utilizării de energie regenerabilă în încălzire şi răcire (SRE-Î&R)" – Creşterea Eficienţei Energetice în sectoarele industriale reglementate prin EU-ETS - SRE-E; Dezvoltarea facilităţilor de producere a energiei electrice de către consumatorii industriali va contribui, suplimentar creşterii eficienţei energetice, la creşterea ponderii energiei din resurse regenerabile. ● Securitate energetică: - Încurajarea dezvoltării capacităţilor de stocare a energiei - SRE-E; Dezvoltarea capacităţilor de stocare a energiei electrice va contribui la integrarea SRE în SEN, având în vedere caracterul intermitent/variabil al acestora. Specific, capacităţile de stocare vor contribui la reducerea decalajelor dintre cererea şi oferta de energie electrică. – Implementarea măsurilor de consum dispecerizabil (Demand Response) - SRE-E; Implementarea măsurilor de consum dispecerizabil (Demand Response) va contribui la integrarea SRE în SEN, prin reducerea/mutarea consumului din orele de vârf (spre orele de gol de sarcină), precum şi posibilitatea participării consumatorului final (ca prosumer) la piaţa de producţie de energie electrică. – Implementarea Planului de Decarbonare a CE Oltenia; Dezvoltarea noilor capacităţi de energie solară prevăzute în Planul de Decarbonare vor contribui la atingerea ţintei SRE-E şi vor asigura diversificarea surselor de energie. Suplimentar, prin schimbarea centralelor pe cărbune în gaz natural (combustibil de tranziţie) se va asigura echilibrarea sistemului, element necesar în integrarea SRE în SEN. ● Piaţă internă a energiei: - Digitalizarea sistemului energetic românesc - SRE-E; Dezvoltarea contoarelor şi reţelelor inteligente va contribui inclusiv la o mai mare integrare a SRE în SEN. Dezvoltarea contoarelor şi reţelelor inteligente va contribui inclusiv la o mai mare integrare a SRE în SEN. Contoarele inteligente vor avea ca beneficiu identificarea profilelor de consum final ale utilizatorilor finali şi, astfel, creşterea predictibilităţii vânzărilor de energie electrică. În plus, digitalizarea va contribui la creşterea SRE, prin dezvoltarea reţelelor inteligente, deoarece acestea permit comunicaţii bidirecţionale; spre exemplu, energia din resurse regenerabile ar putea fi încurajată prin implementarea tehnologiilor de tip Grid-to-Vehicle şi Vehicle-to-Grid (dezvoltarea electromobilităţii - SRE-T). De asemenea, digitalizarea sistemului energetic va fi esenţială pentru funcţionarea în condiţii de siguranţă a contoarelor şi reţelelor inteligente, asigurând protecţia împotriva atacurilor informatice. – Elaborarea unui mecanism de sprijin de tipul Contracte pentru Diferenţă (CfD) - SRE-E; Implementarea mecanismului "Contracte pentru Diferenţă" va oferi sprijin în atingerea ţintelor SRE pentru anul 2030, prin aducerea unei siguranţe şi stabilităţi a veniturilor producătorilor. Aplicarea schemei de sprijin în domeniul SRE se va realiza doar în contextul organizării de licitaţii, în vederea atingerii ţintelor pe care România urmează să şi le asume prin PNIESC pentru anul 2030. – Încheierea contractelor de vânzare a energiei electrice pe termen lung cu clienţi (PPA) în afara pieţelor centralizate; Permiterea încheierii contractelor pe termen lung între dezvoltatorii de proiecte/producătorii de energie electrică şi consumatori. Acest tip de contract contribuie la creşterea utilizării energiei din resurse regenerabile, prin prisma faptului că oferă dezvoltatorilor/producătorilor de energie regenerabilă siguranţa recuperării investiţiilor. De asemenea, îi oferă consumatorului oportunitatea de a-şi negocia contractul direct cu producătorul de energie, fiind totodată independent şi asigurat împotriva fluctuaţiilor preţului de energie în situaţii de cerere ridicată. – Adaptarea mecanismelor/regulilor aplicabile pieţei de energie electrică în acord cu prevederile pachetului legislativ "Energie Curată pentru Toţi Europenii" - SRE-E; Implementarea prevederilor pachetului legislativ "Energie Curată pentru Toţi Europenii" va avea ca efect promovarea utilizării energiei din resurse regenerabile, întrucât acesta presupune adaptarea condiţiilor de piaţă şi înlăturarea barierelor legislative pentru facilitarea integrării energiei din resurse regenerabile în SEN. ● Cercetare, inovare şi competitivitate: - Adoptarea de tehnologii avansate în sectorul energetic - SRE-E, SRE-T şi SRE-Î&R; Adoptarea tehnologiilor avansate va contribui la atingerea ţintei SRE prin: dezvoltarea centralelor electrice solare şi eoliene, dezvoltarea capacităţilor de stocare şi digitalizarea sistemului energetic – Stimularea investiţiilor în dezvoltarea industriei producătoare de echipamente pentru SRE şi electromobilitate - SRE-E, SRE-T şi SRE- Î&R; Cercetarea ştiinţifică în domeniul SRE şi încurajarea investiţiilor în dezvoltarea acestor soluţii vor contribui la îndeplinirea ţintei propuse pentru 2030, în acest sens. Alte politici/măsuri specifice dimensiunii Politicile şi măsurile pentru promovarea utilizării de energie regenerabilă în producţia de energie electrică (SRE-E) Pentru promovarea utilizării energiei regenerabile în producerea de energie electrică, centralele existente pe combustibili fosili ce vor ieşi din uz vor trebui înlocuite cu alte capacităţi noi de energie regenerabilă. Dezvoltarea acestor capacităţi de SRE se va realiza pe baza unui design de piaţă, prin implementarea unor politici de stabilire a unui cadru special de reglementare şi prin deschiderea unor noi perspective pentru prosumator. a. Taxarea suplimentară a importurilor de energie electrică din ţări non-UE Pentru încurajarea dezvoltării capacităţilor SRE-E şi asigurarea aprovizionării cu energie verde, la nivelul UE se analizează posibilitatea introducerii de taxe suplimentare pentru energia electrică importată din ţări non-UE către ţări UE, pentru a crea o barieră şi a nu conduce la o distorsionarea preţurilor şi la o concurenţă neloială între ţările UE care s-au angrenat în procesul de reducere a emisiilor de gaze cu efect de seră (şi care vor fi nevoite să investească substanţial în acest proces) şi ţările non-UE, care nu au aceleaşi obligaţii (inclusiv participarea la EU-ETS). Aceste taxe pot fi utilizate pentru dezvoltarea de capacităţi SRE în ţările UE pentru a contribui la îndeplinirea obiectivului propus la nivelul anului 2030. b. Creşterea SRE-E în sectorul rezidenţial şi încurajarea dezvoltării prosumatorilor O serie de politici şi măsuri detaliate sunt cuprinse în Strategia de renovare pe termen lung (SRTL) până în 2050, iniţiată de Ministerul Dezvoltării, Lucrărilor Publice şi Administraţiei (MDLPA). SRTL vizează reabilitarea şi renovarea clădirilor publice, rezidenţiale, comerciale. În cadrul acestui proiect de strategie sunt prevăzute, de asemenea, măsuri de creştere a utilizării energiei din SRE, produsă in-situ sau în apropiere, pentru tipurile de clădiri care fac obiectul SRTL: este estimat că în scenariul optim de renovare (scenariul 2), cantitatea de energie din SRE va ajunge, până în anul 2030, la aproximativ 0.22 Mtep. Acest scenariu prevede un necesar investiţional pentru instalarea de soluţii SRE de 2,94 miliarde EUR în perioada 2021-2030. Conform scenariului menţionat în SRTL, măsurile prevăzute în cadrul acestui document implică o creştere a consumului de energie din capacităţi solare pe acoperişuri cu 2,5 TWh până în anul 2030, reprezentând 46,3% din creşterea totală prevăzută la nivelul anului 2030 de producţie a energiei electrice din capacităţi solare. Acestor măsuri li se adaugă şi cele prevăzute în proiectul de Lege pentru modificarea şi completarea Legii nr. 372/2005 privind performanţa energetică a clădirilor, iniţiat de MLPDA, conform căruia se impune obligaţia pentru clădirile noi de a-şi asigura, de la 1 ianuarie 2021, 30% din consum de energie din resurse regenerabile produse in-situ sau în apropiere. De asemenea, la elaborarea metodologiei de stabilire a preţurilor şi tarifelor reglementate pentru gaze naturale, Autoritatea de Reglementare va proceda astfel încât aceasta să conţină elemente pentru sprijinirea dezvoltării, în cel mai rentabil mod, a unor sisteme sigure, fiabile, eficiente şi nediscriminatorii care sunt orientate către consumator, în conformitate cu obiectivele generale de politică în domeniul integrării producţiei de gaz la scară redusă şi la scară largă din surse de energie regenerabile. Potrivit SRTL, pentru atingerea cotei SRE-E va fi necesară şi încurajarea consumatorilor activi (prosumer), pe măsura implementării soluţiilor inteligente de contorizare şi a reţelelor inteligente, pentru care ar trebui instituit un calendar clar şi reglementări adecvate. Reglementările ar trebui să includă recunoaşterea în tarif a investiţiilor în contoarele inteligente şi recunoaşterea acestora în planurile de investiţii ale operatorilor de distribuţie sau prioritizarea acestor proiecte din perspectiva finanţărilor oferite de UE (inclusiv fondurile structurale). Suplimentar, va fi necesară utilizarea sistemelor de energie din resurse regenerabile în cadrul renovărilor clădirilor publice, şi, unde se poate obţine un raport optim cost beneficiu, sistemele vor fi utilizate şi în cadrul renovărilor clădirilor rezidenţiale. O provocare este dificultatea întâmpinată în special de Asociaţiile de locatari în a deveni prosumatori de energie electrică. Legislaţia privind prosumatorii de energie din resurse regenerabile ar trebui să permită blocurilor de apartamente şi asociaţiilor de locatari aferente să producă şi să vândă excesul de energie solară şi, eventual, eoliană în forme mai flexibile, prin crearea unor scheme de contorizare netă, simplificarea procedurilor de racordare şi introducerea de stimulente şi sprijin financiar. În acest sens, România îşi propune încurajarea prosumatorilor, atât casnici, cât şi industriali şi agricoli, concomitent cu dezvoltarea reţelelor şi a contoarelor inteligente. De asemenea, este importantă şi integrarea sistemelor de producţie distribuită şi a prosumatorilor în sistemul electroenergetic. În România se estimează că, în următorii ani, capacităţile fotovoltaice urmează să fie dezvoltate atât sub forma unor parcuri solare de capacitate medie, realizate pe terenuri degradate sau slab productive, cât şi sub forma unor capacităţi mici, dispersate, realizate de către consumatorii de energie care pot să facă tranziţia către prosumator. Prin adoptarea Legii nr. 184/2018 pentru stabilirea sistemului de promovare a producerii energiei din resurse regenerabile de energie s-a făcut un pas înainte în vederea reglementării situaţiei prosumatorilor în România. Conform noii legislaţii, există o serie de avantaje pentru prosumatori, după cum urmează: ● Schema se aplică pentru prosumatorii care deţin unităţi de producere a energiei electrice din surse regenerabile de energie cu puterea instalată de cel mult 27 kW pe loc de consum în case individuale, blocuri de apartamente, zone rezidenţiale, comerciale sau industriale etc.; ● Operatorii de distribuţie de energie electrică sunt obligaţi să realizeze racordarea prosumatorilor în conformitate cu reglementările specifice emise de către autoritatea de reglementare în acest scop; ● Prosumatorii au posibilitatea de vânzare a energiei electrice către furnizorii cu care aceştia au încheiate contracte de furnizare a energiei electrice, la un preţ egal cu preţul mediu ponderat înregistrat în PZU, în anul anterior; furnizorii care au contract cu prosumatorii sunt obligaţi să preia energia la cererea acestuia; ● Prosumatorii sunt exceptaţi/scutiţi de la plata accizelor aferente cantităţii de energie electrică produsă din surse regenerabile pentru autoconsum, precum şi excedentul vândut furnizorilor; ● Prosumatorii, persoane fizice, sunt exceptaţi de la obligaţia de achiziţie anuală şi trimestrială de certificate verzi pentru energia electrică produsă şi utilizată pentru consumul final propriu, altul decât consumul propriu tehnologic al centralei electrice; ● Prosumatorii beneficiază din partea furnizorilor de energie electrică cu care aceştia au încheiate contracte de furnizare a energiei electrice de serviciul de regularizare între valoarea energiei electrice livrate şi valoarea energiei electrice consumate din reţea. Prin aceste măsuri se urmăreşte creşterea cantităţii de energie electrică din resurse regenerabile, produsă de către prosumatori. În continuare, trebuie eliminate barierele de dezvoltare a acestui sector (cu prioritate barierele administrative); un prim pas în acest sens este reprezentat de implementarea prevederilor Directivei (UE) nr. 2018/2001. Politicile şi măsurile pentru promovarea utilizării de energie regenerabilă în transporturi (SRE-T) România îşi propune să atingă ţinta SRE-T la nivelul anului 2030, prin politicile şi măsurile propuse pentru a încuraja utilizarea transportului feroviar (în comparaţie cu transportul rutier, considerând o utilizare mai mare a energiei electrice în transportul feroviar), precum şi de încurajare a electromobilităţii, continuând în acelaşi timp utilizarea biocarburanţilor tradiţionali şi introducerea biocarburanţilor avansaţi în transportul rutier. a. Promovarea utilizării de energie regenerabilă în transportul rutier Pentru îndeplinirea obiectivului la nivelul anului 2030 referitor la cota SRE-T, este necesară în primul rând implementarea măsurilor cu privire la promovarea electromobilităţii şi dezvoltării bio-combustibililor, prezentate anterior (în secţiunea "Politici şi măsuri trans-sectoriale). Suplimentar, România va adopta următoarele: - Elaborarea unui normativ care să instituie obligaţii privind parcurile auto ale instituţiilor publice. Normativul va urmări: ● Stabilirea unui număr/procent minim de vehicule care utilizează combustibili alternativi; ● Instituirea unor reguli în vederea achiziţiilor comune de autovehicule pe bază de combustibili alternativi. b. Promovarea utilizării de energie regenerabilă în transportul feroviar METROREX Măsurile specifice şi sursele de finanţare (naţionale, fonduri UE, etc.) necesare îndeplinirii obiectivelor legate de energia din surse regenerabile (SRE) din domeniul transporturilor: ● Introducerea în Caietul de sarcini, întocmit pentru achiziţionarea de energie electrică pentru fiecare an în parte, a criteriului de atribuire "Ponderea procentuală a energiei electrice obţinută din surse de energie regenerabile - P% (SRE-E), din totalul cantităţii de energie electrică ce va fi ofertată/furnizată", respectiv Componenta calitativă, din punct de vedere al avantajului pentru protecţia mediului, reprezentând ponderea energiei electrice obţinută din surse de energie regenerabile (SRE-E)-%, din totalul cantităţii de energie electrică ce va ofertată/furnizată. Alt tip de transport feroviar De asemenea, una dintre liniile directoare ale politicii europene în domeniul transporturilor vizează dezvoltarea prioritară a transportului feroviar şi integrarea intermodală a acestuia cu celelalte moduri de transport, iar pentru materializarea acestui deziderat, politica Uniunii Europene în domeniul transporturilor (documentul COM(2011) 144 "Cartea Albă - Foaie de parcurs către un spaţiu european unic al transporturilor - către un sistem de transport competitiv şi eficient din punct de vedere al resurselor") propune o serie de obiective strategice, cum ar fi: ● "Implementarea, până în 2030, a unei "reţele primare" TEN-T multimodale şi complet funcţionale la nivelul întregii UE, a unei reţele de calitate înaltă şi de mare capacitate până în 2050 şi a unui set corespunzător de servicii informaţionale"; ● "Conectarea, până în 2050, a tuturor aeroporturilor "reţelei primare" la reţeaua feroviară, de preferinţă la reţeaua de mare viteză; garantarea faptului că toate porturile maritime primare sunt conectate corespunzător la sistemul feroviar de transport de marfă (...)". c. Alte politici şi măsuri Suplimentar, în prezent există strategii/planuri în curs de elaborare, în cadrul cărora sunt prevăzute măsuri ce vor contribui la îndeplinirea ţintei SRE-T la nivelul anului 2030. De menţionat este că majoritatea nu vizează biocombustibili şi/sau biolichide, ci utilizarea energiei electrice din resurse regenerabile în transporturi. Tabel 19 - Listă cu strategii şi/sau planuri în curs de elaborare
┌─────────────────────┬────────────────┐
│ │Document de │
│Denumire │referinţă în │
│ │care este │
│ │prevăzut │
├─────────────────────┼────────────────┤
│Creşterea eficienţei │Strategia de │
│managementului │dezvoltare a │
│distribuţiei energiei│infrastructurii │
│electrice │feroviare 2019 -│
│ │2023 │
├─────────────────────┼────────────────┤
│Studiu cu privire la │ │
│introducerea │ │
│sistemelor de energie│Master Plan │
│electrică capabile să│General de │
│returneze energia │Transport │
│electrică generate de│ │
│frânarea recuperativă│ │
├─────────────────────┼────────────────┤
│ │Strategia de │
│Electrificarea şi │dezvoltare a │
│modernizarea liniei │infrastructurii │
│de cale ferată │feroviare 2019 -│
│Bucureşti - Giurgiu │2023 Master Plan│
│ │General de │
│ │Transport │
├─────────────────────┼────────────────┤
│ │Strategia de │
│Electrificarea şi │dezvoltare a │
│modernizarea liniei │infrastructurii │
│de cale ferată │feroviare 2019 -│
│Craiova - Calafat │2023 Master Plan│
│ │General de │
│ │Transport │
├─────────────────────┼────────────────┤
│ │Strategia de │
│Electrificarea şi │dezvoltare a │
│modernizarea liniei │infrastructurii │
│de cale ferată │feroviare 2019 -│
│Constanţa - Mangalia │2023 Master Plan│
│ │General de │
│ │Transport │
├─────────────────────┼────────────────┤
│ │Strategia de │
│Electrificarea şi │dezvoltare a │
│modernizarea liniei │infrastructurii │
│de cale ferată Cluj -│feroviare 2019 -│
│Oradea │2023 Master Plan│
│ │General de │
│ │Transport │
└─────────────────────┴────────────────┘
Sursă: Informaţii transmise de Grupul de lucru interinstituţional PNIESC Politicile şi măsurile pentru promovarea utilizării de energie regenerabilă în încălzire şi răcire (SRE-Î&R) În prevederile Legii nr. 372/2005 privind performanţa energetică a clădirilor, republicată, există obligativitatea în ceea ce priveşte clădirile noi din proprietatea/administrarea autorităţilor administraţiei publice care urmează să fie recepţionate în baza autorizaţiei de construire emise după 31 decembrie 2020, să fie clădiri al căror consum de energie este aproape egal cu zero. În proiectul de Lege pentru modificarea şi completarea Legii nr. 372/2005 privind performanţa energetică a clădirilor, iniţiat de MLPDA, ce are ca obiect transpunerea prevederilor Directivei (UE) nr. 2018/844, prin modificarea definiţiei "clădirii al cărei consum de energie este aproape egal cu zero" a fost crescută valoarea pentru acoperirea consumului de energie primară din SRE de la 10% la 30%. De asemenea, un număr tot mai mare de gospodării, în special locuinţe noi, vor adopta instalaţii eficiente de încălzire pe bază de biomasă, cu ardere completă şi fără emisii poluante. Această tranziţie către forme de încălzire mai eficiente şi mai ecologice cu biomasă se va face simţită tot mai puternic în următorii ani şi va continua şi după 2030. Încălzirea cu preponderenţă pe bază de energie electrică în România va contribui, de asemenea, la îndeplinirea obiectivului SRE-Î&R la nivelul anului 2030. În acest sens, potenţialul cel mai mare se regăseşte în locuinţele individuale din mediul semi-urban şi cel rural, acolo unde se poate justifica economic investiţia în pompe de căldură aer-sol, cu eficienţă energetică ridicată. Însoţită de acumulatoare de căldură, încălzirea cu pompe de căldură ar putea fi fezabilă prin utilizarea energiei electrice produse în golul de noapte, reprezentând şi o formă de stocare a energiei electrice. Continuarea pe termen lung a programului Casa Verde Plus ar putea încuraja dezvoltarea unei pieţe naţionale pentru pompe de căldură şi ar putea asigura o parte a necesarului de încălzire prin utilizarea panourilor solare termice. O serie de politici şi măsuri pentru creşterea utilizării energiei regenerabile în încălzire şi răcire sunt cuprinse şi în Strategia de renovare pe termen lung (SRTL) până în 2050, iniţiată de Ministerul Dezvoltării, Lucrărilor Publice şi Administraţiei (MDLPA). Conform SRTL, pachetele de renovare vor cuprinde tehnologii SRE precum instalarea de panouri solare, panouri fotovoltaice şi pompe de căldură. Detalierea acestora, precum şi impactul vor fi incluse într-o variantă actualizată a PNIESC, pe măsură ce MDLPA va confirma alegerea scenariului 2 ca şi scenariu Optim. ii. Dacă sunt relevante, măsurile specifice pentru cooperarea regională, precum şi, opţional, excedentul estimat de producţie de energie din surse regenerabile care ar putea fi transferat către alte state membre pentru a realiza contribuţia naţională şi traiectoriile menţionate la punctul 2.1.2 Transferuri statistice de energie din resurse regenerabile Mecanismul de transfer statistic prevede transferul unui surplus de SRE produs într-un stat UE către alte state membre. Acest mecanism permite o mai mare flexibilitate, în vederea atingerii cotelor stabilite la nivelul statelor membre UE, oferindu-le un instrument pentru dezvoltarea potenţialului SRE într-un mod avantajos reciproc. În acest fel, ţările cu un potenţial crescut de SRE pot sprijini alte ţări membre pentru a atinge ţintele individuale. Această modalitate de cooperare între ţările membre a fost introdusă odată cu aprobarea Directivei nr. 2009/28/CE pentru promovarea utilizării energiei din resurse regenerabile, iar continuarea acestui mecanism este prevăzută în pachetul legislativ "Clean Energy Package". În acest context, instrumentele oferite de acest mecanism de cooperare (transfer statistic sau co-finanţarea de către două sau mai multe state membre a unor proiecte de producţie SRE) pot reprezenta o oportunitate de creştere a capacităţii instalate din SRE în România, sub condiţia ca transferul static respectiv să nu se realizeze în dauna atingerii ţintelor naţionale în domeniul SRE şi a unui impact negativ asupra funcţionării în siguranţă a SEN. iii. Măsurile specifice privind sprijinul financiar, dacă este cazul, inclusiv sprijinul acordat de Uniune şi utilizarea fondurilor Uniunii, pentru promovarea producţiei şi utilizării de energie din surse regenerabile în sectorul energiei electrice, al încălzirii şi răcirii şi al transporturilor A se vedea capitolul 5.3.i. iv. Măsurile specifice pentru introducerea unuia sau mai multor puncte de contact, raţionalizarea procedurilor administrative, furnizarea de informaţii şi de formare şi facilitarea utilizării contractelor de achiziţie de energie electrică Adaptarea cadrului legislativ va fi prioritar şi va avea în vedere atât aspecte de ordin administrativ (referitoare la simplificarea procedurilor de obţinere a autorizaţiilor şi, implicit, a perioadei de acordare a acestora), cât şi cele privind funcţionarea pieţei de energie electrică, în sensul facilitării integrării surselor de energie regenerabilă. Cadrul de reglementare ce asigură transparenţa în ceea ce priveşte procesul de racordare la reţele a centralelor electrice este stabilit în principal de Ordinul ANRE nr. 72 din 02.08.2017 pentru aprobarea Normei tehnice privind cerinţele tehnice de racordare la reţelele electrice de interes public pentru grupurile generatoare sincrone. Acest Ordin stabileşte cerinţele tehnice minimale pentru racordarea la reţelele electrice de interes public a grupurilor generatoare sincrone. De asemenea, România îşi propune măsuri pentru reducerea birocraţiei prin transparentizare, digitalizare şi introducerea "ghişeului unic". Suplimentar, România trebuie să adopte prevederile Directivei (UE) nr. 2018/2001 cu privire la procedura de racordare la reţea, atât pentru centralele electrice mari, cât şi cele ale prosumerilor. v. Evaluarea necesităţii de a construi o nouă infrastructură pentru termoficarea şi răcirea centralizată produse din surse regenerabile Pentru aceste elemente nu există un set clar de politici şi măsuri la momentul redactării acestui document. vi. Dacă este cazul, măsuri specifice pentru promovarea utilizării energiei din biomasă, în special pentru mobilizarea de noi surse de biomasă, ţinând seama de: - disponibilitatea sustenabilă a biomasei, atât din potenţialul intern, cât şi din importurile din ţări terţe – alte utilizări ale biomasei de către alte sectoare (bazate pe agricultură şi pe silvicultură), precum şi măsuri pentru asigurarea unei producţii şi utilizări durabile a biomasei Pentru încurajarea producerii de energie electrică din resurse regenerabile, începând cu anul 2012, prin Ordinul ministrului agriculturii şi dezvoltări rurale nr. 46 din 5 martie 2012 s-a instituit procedura de emitere a certificatului de origine pentru biomasa provenită din agricultură şi industriile conexe, utilizată drept combustibil sau materie primă pentru producerea de energie electrică. În sensul prezentei proceduri, prin biomasa provenită din agricultură şi industriile conexe, utilizată drept combustibil sau materie primă pentru producţia de energie electrică, se înţelege fracţiunea biodegradabilă obţinută din: a) Culturi de plante agricole şi non-agricole energetice destinate producţiei de biomasă, utilizată în scopul producerii energiei electrice, conform listei prevăzute în anexa nr. 1, a Ordinului ministrului agriculturii şi dezvoltări rurale nr. 46 din 5 martie 2012; b) Deşeuri din agricultură, horticultură, acvacultură, pescuit şi de la prepararea şi procesarea alimentelor, conform listei prevăzute în anexa nr. 2 a Ordinului ministrului agriculturii şi dezvoltări rurale nr. 46 din 5 martie 2012 Certificatele de origine pentru biomasa provenită din agricultură şi industriile conexe, utilizată drept combustibil sau materie primă pentru producţia de energie electrică, prevăzute la art. 3 alin. (9) din Legea nr. 220/2008, se emit de către Ministerul Agriculturii şi Dezvoltării Rurale, prin direcţiile pentru agricultură judeţene şi a municipiului Bucureşti. c) De asemenea, începând cu anul 2016 s-a introdus procedura de emitere a certificatelor de origine pentru biomasa provenită din silvicultură şi industriile conexe şi utilizată în producerea de energie electrică din surse regenerabile de energie, (aprobată prin OM nr. 1534/2016). În sensul acestei proceduri, prin biomasa provenită din silvicultură şi industriile conexe, pentru care se emit certificate de origine, se înţelege: I. fracţiunea biodegradabilă a produselor rezultate din prelucrarea primară şi secundară pe teritoriul României a lemnului - coajă, rumeguş, aşchii rezultate din prelucrare, capete, tocătură din liniile de profilare, resturi de lemn, rezultate în urma prelucrării sau reciclării materialului lemnos şi/sau a produselor din lemn, inclusiv din import, care nu se încadrează în categoria materialelor lemnoase, conform prevederilor legale în vigoare, precum şi material lemnos declasat în incinta proprie ca urmare a procesului tehnologic de prelucrare a materialului lemnos II. tocătură de lemn, provenită numai din categoriile cuprinse la lit. a). Suplimentar, legislaţia silvică în vigoare la momentul actual asigură gestionarea durabilă a pădurii şi unul din criteriile de bază ale planurilor de management forestier este chiar asigurarea cu continuitate a producţiei de lemn. De asemenea, a se vedea măsurile prevăzute în capitolul 3.1.1.i., secţiunea "Silvicultura". 3.1.3. Alte elemente ale dimensiunii i. Dacă este cazul, politicile şi măsurile naţionale care afectează sectorul EU ETS şi evaluarea complementarităţii şi a impactului asupra schemei EU ETS A se vedea punctul 3.1.1. ii. Politicile şi măsurile pentru atingerea altor obiective naţionale, dacă este cazul Nu este cazul. iii. Politicile şi măsurile pentru obţinerea mobilităţii cu emisii scăzute (inclusiv electrificarea transporturilor) A se vedea punctul 3.1.2 iv. Dacă este cazul, politicile naţionale, calendarele şi măsurile planificate pentru eliminarea treptată a subvenţiilor pentru energie, în special pentru combustibilii fosili A se vedea punctul 4.5. iv. 3.2. Dimensiunea Eficienţă Energetică Politicile, măsurile şi programele planificate pentru atingerea contribuţiilor naţionale orientative în materie de eficienţă energetică pe plan naţional la nivelul anului 2030, precum şi a altor obiective menţionate la punctul 2.2, din Regulamentul Uniunii Energetice, inclusiv măsurile şi instrumentele (de asemenea, inclusiv de natură financiară) planificate pentru a promova performanţa energetică a clădirilor, în special în ceea ce priveşte următoarele: i. Schemele naţionale de obligaţii în ceea ce priveşte eficienţa energetică şi măsurile de politică alternative privind eficienţa energetică în temeiul art.ui 7a şi 7b din Directiva nr. 2012/27/UE şi care trebuie elaborate în conform În temeiul Art. 7 alin. (10) din Directiva (UE) nr. 2018/2002, statele membre pot să obţină economiile cumulate de energie la nivelul utilizării finale obligatorii prin: ● Instituirea unei scheme de obligaţii în materie de eficienţă energetică; ● Adoptarea unor măsuri de politică alternative sau ● O combinaţie între acestea. În procesul de elaborare a Planului Naţional de Acţiune în domeniul Eficienţei Energetice (PNAEE IV), a rezultat faptul că pentru România nu este optimă introducerea unei scheme de obligaţii conform prevederilor Art. 7 din Directiva nr. 2012/27/UE, întrucât nu sunt întrunite condiţiile necesare pentru ca astfel de scheme să poată fi aplicată, respectiv conformarea la cerinţele de certificare ale economiilor de energie realizate şi justificarea economică a condiţiilor impuse. Din acest motiv, pentru a se conforma cu prevederile Directivei, România a ales opţiunea de a introduce măsuri şi politici "alternative" în vederea atingerii ţintei prevăzută în art. 7b. Pentru a sprijini statele membre în acest sens, Comisia Europeană, în cadrul documentului C (2019) 6621 final, propune potenţiale măsuri de politică alternative ce pot fi luate în considerare pentru îndeplinirea obligaţiilor prevăzute în Directiva (UE) nr. 2018/2002 a Parlamentului European şi a Consiliului din 11 Decembrie 2018 de modificare a Directivei nr. 2012/27/UE privind eficienţa energetică, pe care România le va avea în vedere. Aceste măsuri şi politici sunt detaliate mai jos şi prezentate şi în Anexa nr. III. ii. Strategia de renovare pe termen lung pentru sprijinirea renovării parcului naţional de clădiri rezidenţiale şi nerezidenţiale, atât publice, cât şi private*37, inclusiv politicile, măsurile şi acţiunile de stimulare a renovării aprofundate rentabile şi politicile şi acţiunile care vizează segmentele cele mai puţin performante ale parcului naţional de clădiri, în conformitate cu art. 2a din Directiva nr. 2010/31/UE, cu modificările din Directiva (UE) nr. 2018/844 *37 În conformitate cu art. 2a din Directiva nr. 2010/31/UE Politicile şi măsurile avute în vedere de România în domeniu sunt descrise în cele ce urmează, fiind ordonate după interacţiunea cu alte dimensiuni ale Planului: vector principal în impactul trans-sectoriale, ca efect secundar al măsurilor din alte dimensiuni, respectiv specifice dimensiunii în cauză. Politici şi măsuri trans-sectoriale 1) Eficienţă Energetică - Dimensiunea principală Sectorul Rezidenţial şi Terţiar Strategia de renovare pe termen lung (SRTL), cerinţă obligatorie stipulată în Directiva privind performanţa energetică a clădirilor, contribuie la realizarea ţintelor asumate de România prin prezentul Plan. Deşi principalele beneficii menţionate în strategie vizează dimensiunea eficienţă energetică, măsurile prevăzute în aceasta impactează şi alte dimensiuni (Decarbonare - energia din surse regenerabile; respectiv emisiile şi absorbţiile GES). Astfel, SRTL propune o serie de măsuri prin care stocul de clădiri existent să fie transformat într-unul eficient din punct de vedere energetic şi cu emisii reduse de gaze cu efect de seră: ● Inventarierea stocului locativ şi evaluarea potenţialului de îmbunătăţire a eficienţei energetice, clădirile cu cel mai mare potenţial de îmbunătăţire şi cu cel mai crescut număr de beneficiari având prioritate, pentru a genera cel mai mare impact; ● Crearea, menţinerea şi actualizarea unei baze de date în care să fie înregistrate clădirile din stocul naţional, cu detaliile aferente tipului, renovărilor şi modernizărilor efectuate de-a lungul vieţii utile, siguranţei şi integrităţii structurale, consumului de energie, etc.; ● Izolarea termică a stocului de clădiri din sectorul administraţiei publice, a blocurilor de locuinţe şi locuinţelor unifamiliale, a unităţilor de învăţământ, spitalelor publice, cât şi a clădirilor cu scop comercial; ● Implementarea soluţiilor care să asigure confortul termic necesar, concomitent cu utilizarea surselor de energie regenerabile (soluţii de ventilaţie, recuperatoare de căldură, pompe de căldură, etc.), acolo unde raportul cost/beneficii este optim ● Susţinerea şi dezvoltarea prosumatorilor; ● Programe de instruire şi perfecţionare pentru profesiile şi disciplinele cheie în renovarea şi reabilitarea clădirilor (ex. auditori energetici), precum şi introducerea unor atestate care să fie reînnoite periodic; ● Sprijinirea şi încurajarea proiectelor de cercetare şi dezvoltare şi a proiectelor demonstrative legate de tehnologii şi tehnici noi de renovare extinsă; ● Introducerea şi aplicarea restricţiilor la vânzarea sau închirierea clădirilor din categoriile inferioare de performanţă energetică; ● Stabilirea unor standarde de performanţă pentru renovarea elementelor de anvelopă a clădirilor şi a sistemelor HVAC (Heating, Ventilation and Air Conditioning - Încălzire, Ventilaţie şi Aer Condiţionat). Conform scenariului recomandat din cadrul SRTL - Scenariul 2, beneficiul principal privind dimensiunea eficienţă energetică la nivelul anului 2030 va fi realizarea unei economii echivalente de 0,83 Mtep. De asemenea, în cadrul dimensiunii Decarbonare - emisiile şi absorbţiile GES prin reducerea consumului de energie în sectorul rezidenţial şi terţiar (clădiri guvernamentale, clădiri publice, clădiri de birouri) contribuţia la reducerea emisiilor GES (efecte cumulate pe perioada 2021- 2030) se ridică la 2,34 mil. tone CO2. Proiectul STRL presupune, suplimentar renovării clădirilor în scopul creşterii eficienţei energetice, adoptarea tehnologiilor SRE precum instalarea de panouri solare termice, panouri fotovoltaice şi pompe de căldură, ce vor susţine îndeplinirea ţintelor SRE-E şi SRE-Î&R la nivelul anului 2030, asigurând creşterea producţiei de energie din surse regenerabile cu peste 0,2 Mtep. 2) Eficienţă Energetică - Dimensiunea secundară Eficienţa energetică în cadrul sectoarelor rezidenţial şi terţiar este influenţată şi de alte două măsuri principale din cadrul dimensiunii Piaţa internă a energiei (vezi punctul 3.4.1): ● Digitalizarea sistemului energetic românesc: sistemele de monitorizare inteligente (SMI) joacă un rol important în observarea caracteristicilor consumatorilor contribuind astfel decisiv la identificarea şi prioritizarea nevoilor acestora de implementare de măsuri de eficienţă energetică. SMI permit, de asemenea, reducerea considerabilă a pierderilor comerciale în reţelele de distribuţie; ● Implementarea măsurilor de consum dispecerizabil (Demand-Response): această măsură presupune implementarea preţurilor dinamice (creşterea preţului simultan cu creşterea cererii şi viceversa). Astfel, comportamentul consumatorului se va schimba prin mutarea consumului din orele de vârf de sarcină către cele de gol şi/sau reducerea consumului din orele de vârf (fără creşterea concomitentă a acestuia în orele de gol). iii. Descrierea politicilor şi a măsurilor de promovare a serviciilor energetice în sectorul public şi a măsurilor de eliminare a barierelor de reglementare şi de altă natură care împiedică adoptarea practicii de a încheia contracte de performanţă energetică şi a altor modele de servicii de eficienţă energetică*38 *38 În conformitate cu Art. 18 din Directiva nr. 2012/27/UE Începând cu luna mai 2018, Departamentul de Eficienţă Energetică (DEE) din cadrul ANRE a iniţiat procesul de consultare, la nivelul unui Grup de Lucru (GL ESCO), în vederea diseminării unor aspecte referitoare la clarificarea cadrului legislativ necesar pentru funcţionarea companiilor de tip ESCO în România, prin identificarea principalelor bariere legislative/administrative privind aplicarea contractului de performanţă energetică (CPEn) în sectorul public, precum şi stabilirea unor soluţii juridice pentru eliminarea acestora*39. *39 "Concluziile desprinse din activitatea Grupului de Lucru dedicate ESCO", prezentare ANRE susţinută la a 2-a Masă Rotundă Naţională privind finanţarea eficienţei energetice în România (Iunie 2019) Barierele identificate în implementarea CPEn, dezbătute în cadrul GL ESCO au fost următoarele: - Cadrul legislativ, inclusiv regulile privind achiziţiile publice – Preţuri scăzute şi fluctuante ale energiei – Accesarea cu dificultate a finanţărilor – Riscuri tehnice percepute ca fiind mari – Neîncredere generală, bazată pe lipsa unei standardizări (ex: măsurători şi verificări nestandardizate) – Probleme legate de piaţă şi de parteneriate Având în vedere experienţa internaţională privind implementarea cu succes a contractării performanţei energetice, cu prioritate pentru iluminatul public, potenţialul mare de economii de energie (> 40%) şi faptul că contribuţiile Unităţilor Administrativ Teritoriale (UAT) nu sunt întotdeauna necesare sau sunt scăzute (< 10%), GL a decis abordarea iniţială a modelului de CPEn pentru reabilitarea sistemelor de iluminat public, urmând ca, pe baza experienţei acumulate, modelul contractării performanţei energetice să fie extrapolat la clădirile publice. iv. Alte politici, măsuri şi programe planificate pentru atingerea contribuţiei naţionale orientative în materie de eficienţă energetică pe plan naţional pentru 2030, precum şi a altor obiective prezentate la punctul 2.2 (de exemplu măsuri de promovare a rolului de exemplu al clădirilor publice şi al achiziţiilor publice eficiente din punct de vedere energetic, măsuri de promovare a auditurilor energetice şi a sistemelor de gestionare a energiei*40, măsuri privind formarea şi informarea consumatorilor*41, precum şi alte măsuri de promovare a eficienţei energetice*42) *40 În conformitate cu art. 8 din Directiva nr. 2012/27/UE *41 În conformitate cu articolele 12 şi 17 din Directiva nr. 2012/27/UE *42 În conformitate cu art. 19 din Directiva nr. 2012/27/UE Politicile şi măsurile avute în vedere de România în domeniu sunt descrise în cele ce urmează, fiind ordonate după interacţiunea cu alte dimensiuni ale Planului: vector principal în impactul trans-sectorial, ca efect secundar al măsurilor din alte dimensiuni, respectiv specifice dimensiunii în cauză. Politici şi măsuri trans-sectoriale 1) Eficienţă Energetică - Dimensiunea principală Sectorul Industrial Sectorul industrial este unul complex, cuprinzând industrii mari consumatoare de energie având intensitate energetică mare (industria metalurgică, a materialelor de construcţii, chimică), industrii mici consumatoare de energie, dar cu intensităţi energetice mari (industria alimentară, băuturi, tutun, industria prelucrării lemnului, fabricarea hârtiei şi produselor din hârtie, etc.). Având în vedere ponderea considerabilă în consumul de energie a sectorului industrial, cât şi uzura echipamentelor utilizate, acest sector are un potenţial semnificativ de aplicare a măsurilor de eficienţă energetică în perioada 2021 - 2030. Până în 2024, o serie de mari consumatori industriali din România vor continua să investească în măsuri de eficienţă energetică - în virtutea obligaţiilor ce le revin ca urmare a auditurilor energetice realizate în baza H.G. 495/2014*43. *43 Pentru instituirea unei scheme de ajutor de stat privind exceptarea unor categorii de consumatori finali de la aplicarea Legii nr. 220/2008 pentru stabilirea sistemului de promovare a producerii energiei din surse regenerabile de energie Pentru dimensiunea Decarbonare - energia din resurse regenerabile, este avută în vedere creşterea ponderii energiei din surse regenerabile prin dezvoltarea facilităţilor de producţie a energiei electrice de către consumatorii industriali. De asemenea, reducerea consumului de energie în sectorul industrial va contribui la reducerea emisiilor GES în cadrul dimensiunii Decarbonare - emisii şi absorbţii. Sectorul Transport Principalele măsuri privind creşterea eficienţei energetice în transport rămân, din perspectiva efectelor precedente: Principalele măsuri privind creşterea eficienţei energetice în transport rămân, din perspectiva efectelor precedente, ● Reînnoirea parcului auto naţional pentru înlocuirea autoturismelor vechi cu grad înalt de emisii şi consumuri specifice mari; Măsura a fost şi va fi susţinută prin programul denumit generic "Rabla", program care susţine reînnoirea parcului auto naţional prin acordarea unei finanţări nerambursabile sub forma unei prime de casare, pentru achiziţionarea autovehiculelor noi, mai puţin poluante, în schimbul predării spre casare a autovehiculelor uzate. Până în prezent, programul a suferit diverse modificări, cea mai importantă având loc în anul 2018 prin introducerea programului "Rabla Plus". În cadrul acestuia se acordă ecotichete în valoarea de 45.000 RON pentru achiziţia unui autovehicul nou electric, respectiv 20.000 RON pentru achiziţia unui autovehicul nou electric hibrid cu sursă de alimentare externă. ● Dezvoltarea şi promovarea mobilităţii alternative; Această măsură are în vedere încurajarea formelor de transport alternativ (mersul pe bicicletă, car-pooling, car-sharing etc.) prin planificarea urbană şi dezvoltarea unei infrastructuri adecvate pentru ciclism (piste pentru biciclete, compartimente speciale pentru biciclete în metrou şi trenuri, etc.) şi extinderea zonelor pietonale, în special în marile aglomerări urbane. Aceste două măsuri principale privind eficienţa energetică în sectorul transporturilor, aduc beneficii considerabile şi dimensiunii Decarbonare - emisiile şi absorbţiile GES. O reducere considerabilă a emisiilor GES se realizează prin dezvoltarea şi promovarea metodelor alternative de mobilitate (mopede şi biciclete, trotinete, etc.) şi prin menţinerea unui parc auto cu autovehicule moderne. Autovehiculele ar trebui să fie dotate cu motoare eficiente (încadrate în norma de poluare Euro 6) sau vehicule cu propulsie hibridă, electrică sau pe bază de gaze natural (GNC/GNL). Suplimentar, posibiliteatea interzicerii înmatriculării autovehiculelor cu norme de poluare Euro 3 şi Euro 4 ar contribui la îmbunătăţirea calităţii aerului. 2) Eficienţă Energetică - Dimensiunea secundară Sectorul Industrial Eficienţa energetică în cadrul sectorului industrial este influenţată şi de alte politici şi măsuri principale în cadrul altor dimensiuni: ● Implementarea celor mai bune tehnologii disponibile (BAT), în vederea reducerii emisiilor de gaze cu efect de seră şi creşterea eficienţei energetice în sectorul industrial. În sectorul industrial vor fi adoptate cele mai bune tehnologii pentru a reduce intensitatea energetică, simultan cu nivelul emisiilor în sectoarele industriale aflate sub reglementarea EU-ETS (vezi punctul 3.1.1. Emisiile şi absorbţiile GES); ● Promovarea tranziţiei la o economie circulară (reciclarea) contribuie la atingerea ţintei de eficienţă energetică prin reducerea consumului de energie utilizată în industrie în cadrul proceselor de prelucrare a materiilor prime (vezi punctul 3.1.1. Emisiile şi absorbţiile GES); ● Planul de Decarbonare propus de CE Oltenia presupune lucrări de îmbunătăţire a eficienţei energetice la grupurile care rămân în funcţiune până în 2030, prin modernizarea sistemelor de control automat distribuit, a morilor şi a sistemului de preparare a prafului de cărbune şi prin îmbunătăţirea performanţelor turbinei cu abur (vezi 3.3.i, Dimensiunea Securitate Energetică); ● Adoptarea de tehnologii avansate în sectorul energetic. Pentru maximizarea efectelor, implementarea soluţiilor de stocare va fi complementată de scalarea contoarelor inteligente, astfel contribuind la optimizarea consumului de energie (vezi 3.5.i. Cercetare, inovare şi competitivitate). Sectorul Transport În cadrul sectorului transporturilor, eficienţa energetică este influenţată şi de promovarea electromobilităţii în transportul rutier (vehicule uşoare şi transport public urban), ce are un impact considerabil în sensul creşterii eficienţei energetice, având în vedere consumul mai mic de energie al vehiculelor electrice, măsură descrisă şi în dimensiunea Decarbonare - emisiile şi absorbţiile GES. (vezi punctul 3.1.1. Emisiile şi absorbţiile GES). Reducerea gradului de sărăcie energetică şi protecţia consumatorului vulnerabil Pentru realizarea unei prioritizări care să genereze maximul de beneficii, având în vedere timpul şi resursele limitate (reducerea consumului final, cu efect pozitiv asupra costurilor cu energia), un rol important în realizarea eficienţei energetice îl joacă şi politica de reglementare şi definire a consumatorului vulnerabil, precum şi modalitatea de finanţare a acestuia, politică principală din cadrul dimensiunii Piaţa internă a energiei. (vezi punctul 3.4.4. Piaţa internă a energiei). Alte politici/măsuri specifice dimensiunii Alte politici şi măsuri propuse pentru fiecare sector din economie şi care vor contribui la îndeplinirea ţintei de eficienţă energetică se regăsesc în cele ce urmează: ● Creşterea gradului de informare şi conştientizare a populaţiei cu privire la impactul schimbărilor climatice şi al eficienţei energetice, precum şi adaptarea la acestea prin introducerea în programele şcolare a unor cursuri destinate înţelegerii schimbărilor climatice, realizării de economii de energie şi a activităţilor asociate; ● Combinarea perspectivelor ONG-urilor şi ale entităţilor guvernamentale şi private cu privire la viitorul progresului în domeniul eficienţei energetice, cu accent pe politicile şi măsurile vizibile, creşterea importanţei rolului individului în tranziţia din domeniul energiei, inclusiv al liderilor din guverne şi din organizaţiile din sectorul privat, precum şi al consumatorilor individuali; ● Furnizarea unor măsurători mai fiabile şi mai transparente privind economiile de energie, împreună cu mecanisme de etichetare a activelor, astfel încât vor contribui în continuare la creşterea nivelului de finanţare a eficienţei energetice; ● Intensificarea eforturilor de creştere a ramurii de creditare sustenabile, oferte ale băncilor inclusiv de ipotecare, privind eficienţa energetică; ● Elaborarea de reglementări care să ia în considerare flexibilizarea măsurilor de eficienţă energetică (flexefficiency). Sectorul Industrial În cadrul sectorului industrial sunt prevăzute pentru atingerea ţintei de eficienţă energetică şi următoarele măsuri: ● Măsuri de stimulare a agenţilor economici din industrie care realizează audituri energetice şi implementează măsurile rezultante şi care menţin şi îmbunătăţesc un sistem de management al energiei (EnMS), conform standardului SR EN ISO 50001; ● Standarde şi norme minime de performanţă pentru procesele industriale, acolo unde lipsesc; ● Digitalizarea proceselor industriale, în cadrul marilor consumatori de energie. Sectorul Transporturilor Printre măsurile privind creşterea eficienţei energetice în transport se vor număra: ● Dezvoltarea infrastructurii de combustibili alternativi; ● Proiecte de modernizare căi ferate; ● Dezvoltarea reţelelor de transport feroviar TEN-T durabile, reziliente în faţa schimbărilor climatice, inteligente, sigure şi intermodale; ● Dezvoltarea de sisteme digitale inteligente de management al traficului rutier şi feroviar, dar şi al transportului urban; ● Modernizarea porturilor şi ecluzelor, îmbunătăţirea siguranţei transportului naval prin achiziţionarea de nave tehnice multifuncţionale şi echipamente specifice; ● Optimizarea şi reducerea consumului de energie în transporturi prin sprijinirea dezvoltării transportului multimodal (incl. TEN-T), a căilor navigabile naţionale şi a porturilor; ● Creşterea gradului de utilizare a transportului public, prin optimizarea mijloacelor de transport în comun (autobuze, troleibuze, tramvaie) şi a infrastructurii necesare pentru o bună funcţionare a acestora; ● Achiziţia de trenuri electrice de metrou, eficiente energetic, cu posibilitatea recuperării energiei la frânare (ex: Metrorex are în plan achiziţia a 77 de trenuri electrice de metrou în perioada 2021-2030); ● Modernizarea locomotivelor electrice de 5100 kW prin utilizarea transmisiei în curent alternativ va permite utilizarea frânării electrice în sistem recuperativ (pe timpul frânării locomotiva intră în sistem de generator cu injectarea în Sistemul Energetic Naţional a energiei electrice astfel generate); Sectorul Terţiar ● Utilizarea criteriilor de eficienţă energetică la achiziţiile publice; ● Program de auditare energetică pentru IMM-uri; ● Introducerea de platforme digitale sau de sisteme performante pentru monitorizarea, analiza şi controlul consumului de energie, în special pentru clădirile care nu au scop rezidenţial. Reducerea gradului de sărăcie energetică şi protecţia consumatorului vulnerabil ● Realizarea de programe publice de izolare termică a imobilelor pentru comunităţile afectate de sărăcie energetică, în scopul reducerii pierderilor de energie şi al scăderii cheltuielilor cu încălzirea; ● Programe de formare şi educare, inclusiv programe de consiliere în domeniul energiei. A se vedea şi punctul 3.4.4. v. Dacă este cazul, o descriere a politicilor şi a măsurilor de promovare a rolului comunităţilor energetice locale în sprijinirea punerii în aplicare a politicilor şi a măsurilor prevăzute la punctele i, ii, iii şi iv Momentan, nu este cazul. vi. Descrierea măsurilor pentru dezvoltarea unor măsuri de utilizare a potenţialului de eficienţă energetică al infrastructurii pentru gaz şi pentru energie electrică*44 *44 În conformitate cu art. 15 alin. (2) din Directiva nr. 2012/27/UE ● Reducerea pierderilor în reţelele de distribuţie a energiei electrice; ● Sisteme inteligente de distribuţie a energiei de medie şi joasă tensiune (inclusiv reţele inteligente şi sisteme ITC) şi stocarea aferentă. vii. Cooperarea regională în acest domeniu, dacă este cazul ANRE a participat în calitate de co-beneficiar în cadrul proiectului ENSMOV (Îmbunătăţirea practicilor de implementare, monitorizare şi verificare a politicilor de economisire a energiei în conformitate cu Art. 7 din EED - https://ensmov.eu/), urmând ca o altă instituţie competentă să se alăture celor 14 organizaţii europene în cadrul acestui proiect. Proiectul este finanţat de către Comisia Europeană, prin programul Orizont 2020 şi urmăreşte să ofere sprijin statelor membre şi părţilor interesate în vederea implementării politicilor de eficienţă energetică. Mai precis, în următorii trei ani, va ajuta statele membre să monitorizeze, să revizuiască, să îmbunătăţească şi să pună în aplicare politicile de eficienţă energetică prin dezvoltarea resurselor (proiectelor) existente cu accent pe aspectele practice şi strategice care decurg conform art.ui 7, din Directiva privind eficienţa energetică (EED). Proiectul este coordonat de către Institute For European Energy And Climate Policy Stichting (IEECP) şi se va desfăşura în perioada Iunie 2019 - Mai 2022 (36 de luni). Principalele obiective ale proiectului ENSMOV sunt următoarele: ● Să faciliteze şi să extindă schimbul de cunoştinţe şi de experienţă între statele membre (SM) pentru punerea în aplicare a politicilor prevăzute la art. 7 din EED; ● Să dezvolte o serie de resurse şi instrumente adaptate pentru punerea în aplicare a art.ui 7 din EED pentru a răspunde nevoilor specifice ale statelor membre; ● Să asiste autorităţile naţionale în implementarea sistemelor interne de monitorizare, raportare şi verificare (MRV), în vederea asigurării unor date şi informaţii solide care să permită (re)proiectarea politicilor către anul 2030. viii. Măsurile de finanţare, inclusiv sprijinul acordat de Uniune şi utilizarea fondurilor Uniunii în domeniu, la nivel naţional Este preconizată crearea Fondului Naţional pentru Eficienţă Energetică, ca unic fond administrat public pentru finanţarea investiţiilor în măsuri de îmbunătăţire a eficienţei energetice, fiind o măsură şi o bună practică adoptată şi la nivelul altor ţări europene. De asemenea, nevoia centralizării diverselor mecanisme de finanţare a măsurilor de eficienţă energetică a fost identificată şi în cadrul Strategiei de renovare pe termen lung, de către consultanţii Băncii Mondiale. Centralizarea mecanismelor publice de finanţare a investiţiilor în eficienţă energetică într-un mecanism unic va contribui la simplificarea, facilitarea şi accelerarea procesului de accesare a fondurilor, va permite o mai bună urmărire a desfăşurării proiectelor finanţate şi va facilita evaluarea efectelor obţinute prin intermediul economiilor de scară care se pot realiza. Acesta va fi finanţat cu fonduri private, fonduri structurale, eventual şi din bugetul de stat, cu încadrarea în prevederile bugetare aprobate anual cu această destinaţie. De asemenea, se are în vedere finanţarea şi din fondurile obţinute prin mecanismele de taxare a emisiilor GES. Cu privire la finanţarea acestui fond a se vedea Capitolul 5.3.i. (punctul 6 - Buget de stat). Urmează a fi analizată posibilitatea promovării instrumentelor de finanţare care asigură contra- garantarea împrumuturilor sau subvenţionarea dobânzilor, la creditele acordate persoanelor juridice şi fizice care susţin măsurile de eficienţă energetică (creditele verzi de tip Green Mortgages/Green Loans). Astfel, creditele acordate ar viza în principal investiţiile în eficienţă energetică, tehnologiile ce produc energie din resurse regenerabile, cât şi implementarea măsurilor prin care mediul înconjurător este protejat. Sunt vizate de asemenea achiziţia, construcţia sau reabilitarea de locuinţe "verzi" şi eficiente energetic certificate de către RoGBC (Consiliul Român pentru Clădiri Verzi). Astfel de investiţii vor aduce beneficii precum: economii semnificative prin costurile mai mici plătite la energie şi reparaţii; calitatea superioară a clădirii, un grad de confort ridicat; menţinerea valorii de piaţă a imobilului în timp, o locuinţă "verde" păstrându-şi valoarea mai mult timp comparativ cu o locuinţă necertificată; o dobândă preferenţială fată de creditul imobiliar standard. Pentru finanţarea proiectelor în domeniul eficienţei energetice, se vor avea în vedere sursele de finanţare detaliate la punctul 5.3.i 3.3. Dimensiunea "securitate energetică"*45 *45 Politicile şi măsurile trebuie să reflecte principiul "eficienţa energetică înainte de toate" i. Politicile şi măsurile referitoare la elementele stabilite la punctul 2.3*46 *46 Trebuie să se asigure consecvenţa cu planurile de acţiune preventive şi cu planurile de urgenţă în temeiul Regulamentului (UE) nr. 2017/1938 al Parlamentului European şi al Consiliului din 25 octombrie 2017 privind măsurile de garantare a siguranţei furnizării de gaze şi de abrogare a Regulamentului (UE) nr. 994/2010 (JO L 280, 28.10.2017, p. 1), precum şi cu planurile de pregătire pentru riscuri în temeiul Regulamentului (UE) 2018/... [propus prin COM (2016) 862 privind pregătirea pentru riscuri în sectorul energiei electrice şi de abrogare a Directivei nr. 2005/89/CE] Politicile şi măsurile avute în vedere de România în domeniu sunt descrise în cele ce urmează, fiind ordonate după interacţiunea cu alte dimensiuni ale Planului: vector principal în impactul trans-sectorial, ca efect secundar al măsurilor din alte dimensiuni, respectiv specifice dimensiunii în cauză. Politici şi măsuri trans-sectoriale 1) Securitate energetică dimensiune principală ● Planul de Dezvoltare şi Decarbonare al CE Oltenia 2020 - 2030 În contextul politicilor europene actuale de decarbonare, care au drept rezultat utilizarea din ce în ce mai redusă a combustibililor fosili şi mai ales, a cărbunelui, CE Oltenia are în vedere implementarea unui plan de dezvoltare şi decarbonare care să îi permită o tranziţie cât mai realistă şi sustenabilă către o producţie de energie electrică cu emisii cât mai reduse de carbon, în acest sens fiind avute în vedere următoarele acţiuni, care vor putea fi implementate până în anul 2030: - Construcţia a trei parcuri fotovoltaice, cu o putere instalată totală de circa 300 MW pe depozitele de zgură şi cenuşă închise (aferente termocentralelor Rovinari, Turceni şi Işalniţa). Lucrările vor începe din anul 2023, iar punerea în funcţiune se va realiza în 2024 (150 MW), respectiv 2025 (150 MW suplimentar); – Construcţia unui bloc energetic nou în cogenerare de 200 MW pe gaz natural la SE Craiova care va înlocui începând din anul 2024 capacităţile actuale de 2x150 MW pe lignit; – Construcţia unui bloc energetic de 400 MW pe gaz natural la SE Turceni care va înlocui începând din anul 2026 o capacitate existentă de 330 MW pe lignit; – Construcţia a 2 blocuri energetice de 400 MW (putere totală instalată suplimentar 800 MW) pe gaz natural la SE Işalniţa care vor înlocui începând din anul 2024 blocul 8 de 315 MW pe lignit şi din 2025 blocul 7 de 315 MW pe lignit. În acest sens, evoluţia capacităţilor de producţie aferente CE Oltenia până în 2030 este prezentată în graficul de mai jos. Grafic 12 - Evoluţia Puterii Disponibile CE Oltenia [MW] (a se vedea imaginea asociată) Sursă: Planul de Dezvoltare şi Decarbonare al CE Oltenia 2020 - 2030 Începând cu anul 2024, este prevăzută o tranziţie sustenabilă prin dezvoltarea de noi capacităţi pe gaz natural cu o putere instalată totală de 1.400 MW. Acest combustibil are avantajul de a permite o funcţionare flexibilă, fapt care va permite integrarea mai mare a SRE în sistemul energetic naţional întrucât gazul natural poate asigura echilibrarea sistemului, ţinând cont de caracterul intermitent al SRE. ● Menţinerea stocurilor obligatorii de ţiţei şi gaze naturale, creşterea capacităţii de înmagazinare a gazelor naturale Stocurile minime de ţiţei şi produse petroliere sunt constituite în baza prevederilor Legii nr. 85/2018, care transpune Directiva nr. 2009/119/CE. Stocurile constituite în anul 2019, care trebuie menţinute în anul 2020 sunt de 1.402.801 tone echivalent petrol. Până în prezent, ANRE a stabilit, anual, stocul minim de gaze naturale pe care fiecare titular al licenţei de furnizare a gazelor naturale are obligaţia de a-l constitui în depozitele de înmagazinare subterană, iar volumele totale înmagazinate s-au situat în fiecare an peste valoarea stocului minim. În 2019 volumul total înmagazinat a fost de 3,059 miliarde m.c., în timp ce stocul minim era de 2,18 miliarde m.c. Pentru asigurarea securităţii aprovizionării cu gaze naturale şi ţiţei, România are în vedere de asemenea următoarele măsuri: - Încurajarea iniţiativelor de modernizare a capacităţilor de înmagazinare de gaz natural existente în vederea atingerii unui grad sporit de flexibilitate prin utilizarea în regim de multiciclu a capacităţilor de înmagazinare*47; *47 Planul de dezvoltare a sistemului naţional de transport Gaze naturale 2019-2028 SNTGN Transgaz SA - – Creşterea capacităţii de înmagazinare gaze naturale prin promovarea proiectelor respective ca proiecte de interes comun – Creşterea capacităţii de înmagazinare subterană a gazelor naturale în depozitul Sărmăşel (cluster 6.20.6); – Modernizarea depozitului de înmagazinare gaze naturale Depomureş (cluster 6.20.4); ● Dezvoltarea capacităţilor în regim de cogenerare de înaltă eficienţă/integrarea SRE în producţia de energie termică pentru sistemele centralizate de încălzire Eficientizarea capacităţilor de producţie existente şi dezvoltarea de noi capacităţi în regim de cogenerare de înaltă eficienţă reprezintă o prioritate la nivelul marilor aglomerări urbane, precum şi pentru celelalte comunităţi locale din România. În acest scop, autorităţile din România au în vedere construirea, până în anul 2030, de noi centrale electrice cu ciclu combinat cu turbine cu gaze (CCGT), cu o capacitate de 1600 MWe, precum şi construirea de centrale în regim de cogenerare de înaltă eficienţă cu o capacitate de 1.302 MWe/1.214 MWt. Unităţile de cogenerare vor contribui la securitatea aprovizionării cu energie, în special la nivel local, diminuând riscul întreruperilor de aprovizionare cu energie electrică şi căldură. Un alt potenţial avantaj al producţiei în regim de cogenerare este faptul că presupune un necesar de combustibil mai scăzut în comparaţie cu alte tehnologii, ceea ce poate avea un efect pozitiv asupra reducerii dependenţei de importuri. Capacităţile sus- menţionate nu sunt singurele care vor fi dezvoltate, în perioada următoare urmând a fi analizată oportunitatea de dezvoltare de noi capacităţi în cogenerare în diverse localităţi, în funcţie de interesul şi implicarea autorităţilor locale. ● Încurajarea dezvoltării capacităţilor de stocare a energiei Dezvoltarea capacităţilor de stocare a energiei reprezintă o soluţie pentru asigurarea securităţii aprovizionării cu energie. Pentru acest lucru, România îşi propune următoarele măsuri: - Definirea clară a conceptului de stocare a energiei în legislaţia primară; – Definirea condiţiilor de obţinere a licenţelor de stocare a energiei, precum şi de racordare la reţea; – Definirea standardelor de instalare şi utilizare a diferitelor tehnologii de stocare; – Dezvoltarea unui design de piaţă care să faciliteze integrarea capacităţilor de stocare în piaţa de energie electrică (ex. asigurarea şi facilitarea accesului la contracte de stocare pe diferite pieţe - de exemplu intra-zilnică, Piaţa pentru Ziua Următoare, Piaţa de Echilibrare, stabilirea condiţiilor de acces la aceste pieţe, calcularea tarifelor de sistem astfel încât acestea să reflecte costurile, etc.). Oportunităţile identificate până în prezent sunt legate de concluziile studiului de adecvanţa a SEN efectuat de Transelectrica, în cuprinsul căruia este menţionată stocarea energiei în SEN prin intermediului unui "Battery Energy Storage System" (BESS - Sistem de Stocare a Energiei cu Baterii). Acest sistem poate constitui o resursă valoroasă pentru soluţionarea situaţiilor de neacoperire a curbei de sarcină, impactul integrării BESS la nivelul RET având un impact global pozitiv de îmbunătăţire a adecvanţei (cel puţin 10%). Potrivit aceluiaşi studiu, BESS are o natură duală: la descărcare se comportă ca o sursă de producere, respectiv la încărcare ca un consum/sarcină suplimentară. Din punct de vedere temporal, schema de operare optimă presupune încărcarea BESS la golurile de sarcină, respectiv descărcarea la vârful de sarcină. În acest sens, se recomandă integrarea sistemelor de stocare a energiei cu baterii (BESS) în SEN la nivelul unei capacităţi de 400 MW şi mai mult, în special cu scopul aplatizării curbei de sarcină şi a asigurării unei rezerve suplimentare exploatabile sub forma serviciilor de sistem tehnologice (STS) - reglaj secundar şi terţiar rapid. România va sprijini dezvoltarea acestor tehnologii în scopul asigurării adecvanţei SEN. ● Promovarea consumului dispecerizabil Prin Ordinul ANRE nr. 169/18.09.2018 privind aprobarea Metodologiei de stabilire a tarifelor pentru serviciul de distribuţie a energiei electrice se stabileşte la Art. 114 (2) faptul că începând cu anul 2020, la cererea utilizatorilor sau a furnizorilor acestora, operatorul de distribuţie este obligat să ofere tarife de distribuţie dinamice. Acest lucru reprezintă un prim pas în promovarea consumului dispecerizabil, ceea ce poate aduce multiple beneficii prin prisma faptului că acest lucru va permite consumatorului final să îşi ajusteze în mod voluntar cererea. Astfel, dacă acest fapt va duce la o reducere a cererii, utilizatorii finali contribuie la stabilirea echilibrului dintre ofertă şi cererea şi la securitatea aprovizionării. De asemenea, clientul final (casnic sau non-casnic) va putea să îşi eficientizeze costurile cu energia. Pentru promovarea şi dezvoltarea consumului dispecerizabil, vor fi necesare măsuri de sprijin din dimensiunea piaţa internă a energiei orientate către organizarea pieţei şi introducerea reţelelor şi contoarelor inteligente şi accesul agregatorilor în piaţă. Aceste măsuri sunt detaliate în Capitolul 3.4.3. Implementarea consumului dispecerizabil în mod explicit implică acordarea posibilităţii consumatorilor (direct sau prin intermediul agregatorilor) de a participa pe pieţele angro şi de echilibrare. 2) Securitate energetică dimensiune secundară ● Dimensiunea decarbonare - componenta emisiile şi absorbţiile GES - Promovarea investiţiilor în capacităţi noi de producţie a energiei electrice, cu emisii reduse de carbon Dezvoltarea de capacităţi noi va contribui la stabilitatea SEN, considerând faptul că până la finalul anului 2030 se vor retrage din funcţiune unele centrale pe cărbune ce se află la sfârşitul ciclului de viaţă şi pentru care nu se justifică modernizarea acestora; astfel, dezvoltarea de capacităţi de producţie noi va contribui la diversificare surselor aprovizionării cu energie electrică. ● Dimensiunea piaţa internă: - Dezvoltarea reţelei electrice de transport, atingând astfel un nivel de interconectivitate de cel puţin 15,4% în 2030 Creşterea gradului de interconectare joacă un rol important privind securitatea aprovizionării cu energie electrică, întrucât va facilita schimburile transfrontaliere, în special în caz de urgenţă. – Digitalizarea sistemului energetic românesc Digitalizarea sistemului energetic românesc va contribui la funcţionarea în condiţii de siguranţă acestuia, prin îmbunătăţirea capacităţii de răspuns la atacurile cibernetice. – Implementarea unui calendar de dereglementare a pieţei de energie electrică şi gaze naturale ce presupune liberalizarea completă a pieţelor începând cu 2020/2021 Liberalizarea pieţei şi dezvoltarea unui cadru legislativ favorabil investiţiilor poate contribui la asigurarea securităţii energetice deoarece va permite dezvoltarea unor noi capacităţi, sporind de asemenea şi flexibilitatea sistemului energetic naţional. – Integrarea pieţelor de energie româneşti în piaţa unică europeană a energiei Integrarea pieţelor de energie româneşti în piaţa unică europeană vizează adaptarea condiţiilor de piaţă astfel încât acestea să asigure o mai bună aprovizionare cu energie electrică. – Elaborarea unui mecanism de sprijin de tipul Contracte pentru Diferenţă (CfD) Mecanism de stimulare a investiţiilor cu scopul de a facilita dezvoltarea de noi capacităţi de producţie de energie electrică cu emisii reduse de carbon (ex: nuclear, RES etc.), asigurându-se astfel diversificarea surselor de energie şi flexibilitatea sistemului naţional. Alte politici/măsuri specifice dimensiunii Adecvanţa şi flexibilitatea sistemului În anul 2017, a fost realizat un studiu privind adecvanţa Sistemului Energetic Naţional (SEN) pe termen mediu şi lung ce a avut drept scop prezentarea situaţiei la momentul respectiv a SEN din punctul de vedere al surselor de producere a energiei (dispecerizabile şi nedispecerizabile) şi al rezervelor de reglaj disponibile, cât şi de a stabili nivelul adecvanţei SEN pe termen mediu şi lung (2020 şi 2025). În urma analizei privind adecvanţa SEN la nivelul anului 2025, pe baza diferitelor scenarii, au rezultat următoarele concluzii principale: 1. În lipsa punerii în funcţiune de capacităţi noi, adecvanţa sistemului se degradează în timp, pe fondul creşterii prognozate a consumului şi a soldului net exportator; 2. La nivelul anului 2025, capacitatea suplimentară necesară pentru încadrarea duratei estimate de nelivrare (LOLE) în intervalul de 3-8 ore este de cca. 600-700 MW. Pentru evaluarea indicatorilor de adecvanţa, a fost investigat comportamentul SEN la nivelul anului 2025, în ipoteza existenţei unei capacităţi de producţie suplimentare. Pentru a determina nivelul necesar de capacitate suplimentară, s-au luat în considerare recomandările pentru nivelul de adecvanţa care trebuie atins de operatorii de transport şi sistem din cadrul ENTSO-E (valoarea pentru LOLE - "Durata estimată a pierderii de sarcină" situată între 3 şi 8 ore). Astfel, pentru încadrarea în intervalul recomandat ENTSO-E pentru LOLE de (3,8 ore), la orizontul de timp 2025, analiza a identificat necesitatea unei capacităţi disponibile suplimentare de cel puţin 570 MW (scenariul conservator), respectiv de 670 MW (scenariul de referinţă). În concluzie, pe orizontul de timp 2025, la nivelul SEN este necesară dezvoltarea unor capacităţi de producere a energiei electrice cu o putere totală instalată de 600-700 MW. Se va avea în vedere ca noile capacităţi de producere de energie electrică din surse clasice să aibă capabilităţi tehnice suplimentare celor din prezent: timp de pornire redus (recomandabil o ora până la sincronizarea la SEN), viteză ridicată de încărcare/descărcare a sarcinii, flexibilitate ridicată (să aibă posibilitatea variaţiei puterii cel puţin în domeniul 55 Ţ 100% din puterea nominală). 3. În cazul neasigurării de gaz natural pentru alimentarea centralelor pe gaz racordate la SEN, pierderea de sarcină medie atinge 1.700 MW la Etapa 2025 - valori ridicate care impun deconectarea consumului. De asemenea, a fost realizată o analiză de risc cu scopul de a simula situaţia-limită în care din cauza lipsei de combustibil în timpul sezonului de iarnă, majoritatea centralelor termice pe gaz natural nu sunt operaţionale. În acest sens, a fost simulată oprirea mai multor centrale dispecerizabile. Au fost considerate regimurile de iarnă care au rezultat ca fiind critice la analiza din scenariul de referinţă - vârful de seară iarna (VSI) şi minimul termic (MNT). În urma analizei a reieşit faptul că pentru cele două regimuri critice, pierderea de sarcină medie ajunge la 1.500 MW (VSI), respectiv la 1.700 MW (MNT). La aceste valori de dezechilibru, este necesară deconectarea consumului. Pentru reducerea acestui risc, se va avea în vedere creşterea capacităţii de stocare/înmagazinare de gaze naturale şi creşterea conectivităţii reţelelor de gaze naturale. 4. Considerarea ajutorului de avarie la simularea funcţionării SEN conduce la îmbunătăţirea indicatorilor de adecvanţa. Soluţia optimă pentru creşterea siguranţei sistemului rezidă în implementarea pieţei de capacităţi. În acest sens, Ministerul Energiei intenţionează să dezvolte un mecanism de capacitate adaptat condiţiilor specifice ale României în vederea asigurării, în orice situaţie, a siguranţei în aprovizionarea cu energie electrică, inclusiv în situaţii extreme (meteorologice şi/sau operaţionale). Prin urmare, scopul mecanismului este asigurarea capacităţii de producţie suplimentară, pe lângă capacităţile active pe piaţa energiei electrice, necesare pentru menţinerea echilibrului dintre generarea şi consumul de energie electrică în situaţii extraordinare, imprevizibile, având în vedere caracteristicile pieţei de energie din România. Astfel, mecanismul de capacitate intervine pentru garantarea siguranţei în alimentare, atunci când nu există ofertă suficientă pe piaţa de energie electrică, pentru a permite un echilibru între ofertă şi cerere. Pentru a asigura un nivel de producţie care să răspundă nevoilor de consum de pe teritoriul ţării, sporind astfel securitatea energetică şi flexibilitatea sistemului energetic, România are ca prioritate, de asemenea, demararea investiţiei de realizare a unei capacităţi energetice noi, în ciclu mixt pe gaze, în zona Nord Vest (Mintia), cu o putere instalată de 400 MW. Diversificarea surselor de energie şi reducerea dependenţei de ţări terţe Încurajarea exploatării resurselor din Marea Neagră Valorificarea resurselor de gaze naturale din Marea Neagră reprezintă un element esenţial pentru securizarea independenţei energetice. Astfel, Guvernul României şi-a propus dezvoltarea unui climat investiţional care să încurajeze proiectele complexe de infrastructură din sectorul upstream. Proiectele din domeniul transportului energiei electrice şi a gazelor naturale În domeniul transportului energiei electrice, proiectele prioritare de investiţii în afara celor declarate ca fiind de interes comun (PIC) vizează închiderea inelului de 400 kV al României, LEA400 kV Nădab - Oradea Sud, dar şi închiderea inelului de 400 kV al Municipiului Bucureşti, pe zona de est, prin realizarea unei linii electrice de 400 kV de la staţia electrică de transport Bucureşti Sud la staţia electrică Brazi Vest, inclusiv cu realizarea unei staţii noi de transport în zona de NE a Capitalei (Municipiul Bucureşti şi judeţul Ilfov). Următoarele proiecte PCI reprezintă de asemenea o prioritate în domeniul securităţii energetice pentru România: ● LEA 400 kV dublu circuit (un circuit echipat) Smârdan - Gutinaş; ● LEA 400 kV dublu circuit Cernavodă - Gura Ialomiţei - Stâlpu, în concordanţă cu proiectul de trecere la tensiunea de 400 kV a liniilor existente de 220 kV Brazi Vest - Teleajen - Stâlpu, inclusiv staţia Teleajen şi staţia Stâlpu; ● Modernizarea coridorului de reţea Porţile de Fier - Reşiţa - Timişoara - Săcălaz - Arad de la 220 kV la 400 kV, dezvoltând următoarele proiecte (etape): - LEA 400 kV Porţile de Fier - Reşiţa şi extinderea staţiei 220/110 kV Reşiţa prin construcţia staţiei noi de 400 kV; – LEA 400 kV dublu circuit Reşiţa - Timişoara şi Reşiţa - Săcălaz, inclusiv construcţia staţiei de 400 kV Timişoara; – LEA 400 kV d.c. Timişoara - Arad şi Săcălaz - Arad, inclusiv construcţia staţiei de 400 kV Săcălaz şi extinderea staţiei de 400 kV Arad. România va menţine şi extinde coridoarele "Black Sea Corridor" şi "Mid Continental East Corridor" incluse în coridorul prioritar 3 "Interconexiuni nord-sud privind energia electrică din Europa Centrală şi din Europa de Sud-Est". Aceste proiecte au menirea de a integra producţia din surse regenerabile atât din state membre (Bulgaria, Cehia, Ungaria, Polonia, Slovacia), cât şi state non-membre (Serbia). În continuare, legătura existentă cu Ucraina (Roşiori-Mukacevo) va rămâne funcţională şi utilizată. Pe de altă parte, coridorul BRUA vizează dezvoltarea capacităţilor de transport gaze naturale între interconectările din sistemul românesc de transport şi sistemele similare ale Bulgariei şi Ungariei.*48 Coridorul sudic de transport, deşi naţional, are relevanţă strategică regională, fiind proiectat să faciliteze transportul viitoarelor producţii de la mare adâncime din platoul Mării Negre către magistralele europene de gaze. *48 Planul de dezvoltare a sistemului naţional de transport al gazelor naturale pentru perioada 2019-2028, elaborat de SNTGN Transgaz SA În acelaşi timp, conducta existentă de interconectare între România şi Republica Moldova (Iaşi - Ungheni) necesită dezvoltarea în continuare a sistemului românesc de transport gaze naturale din zonă. În consecinţă, s-au iniţiat un număr de 4 sub-proiecte care să satisfacă această cerinţă, mai exact 2 conducte noi de transport (Oneşti - Gherăeşti şi Gherăeşti - Leţcani) şi două staţii de comprimare noi (Oneşti şi Gherăeşti). A se vedea de asemenea Capitolele 3.4.1 şi 3.4.2 pentru mai multe detalii cu privire la nivelul de interconectare şi proiectele aferente acestui domeniu. Energia nucleară Energia nucleară reprezintă un element important pentru securitatea energetică a României. În vederea asigurării aprovizionării cu materia primă necesară pentru fabricarea combustibilului nuclear utilizat la reactoarele CNE Cernavodă, SN Nuclearelectrica are relaţii contractuale cu doi furnizori calificaţi: furnizorul canadian Cameco Inc şi furnizorul intern Compania Naţională a Uraniului (CNU). În vederea sporirii securităţii aprovizionării cu materia primă necesară fabricării combustibilului nuclear şi reducerii dependenţei SN Nuclearelectrica de import pe lanţul de producere a combustibilului nuclear, SN Nuclearelectrica ia în considerare diversificarea surselor de aprovizionare cu uraniu sub forma de octoxid de uraniu (un produs pentru care există piaţă/competiţie) şi achiziţionarea uzinei de la Feldioara din cadrul CNU în vederea internalizării serviciilor de procesare şi eficientizării costului materiei prime necesară fabricării combustibilului nuclear pentru CNE Cernavodă. Retehnologizarea unităţilor nucleare de la CNE Cernavodă Unitatea 1 se află se află în exploatare din anul 1996. Proiectul de retehnologizare a unităţii 1 este structurat în 3 faze, oprirea efectivă a Unităţii 1 urmând să aibă loc în perioada decembrie 2026 - decembrie 2028. În cadrul fazei 1 (2018-2022) se derulează activităţi de organizare a proiectului, elaborare a documentaţiilor de securitate nucleară necesare asigurării funcţionării Unităţii 1 pentru încă un ciclu de 30 de ani, prin extinderea numărului de ore de operare, pe baza studiului realizat de Candu Energy, finalizare a studiul de fezabilitate necesar derulării proiectului de retehnologizare. Faza 2 (2022-2026) a proiectului cuprinde activităţile de pregătire a lucrărilor din Proiectul de retehnologizare, asigurarea resurselor financiare, precum şi obţinerea tuturor aprobărilor şi avizelor necesare. Faza 3 (2027-2028) a proiectului constă în oprirea Unităţii 1 şi derularea efectivă a lucrărilor din Proiectul de retehnologizare, în instalaţiile unităţii. În cazul Unităţii 2, care a intrat în exploatare comercială în anul 2007, procesul de retehnologizare va fi iniţiat după anul 2037. Durata de viaţă a reactoarelor nucleare noi şi existente, impactul acestora asupra mixului de energie şi interconexiunilor şi exportul de electricitate Extinderea duratei de exploatare a Unităţilor 1 şi 2 de la CNE Cernavodă reprezintă o soluţie eficientă, în condiţiile în care prelungirea cu încă un ciclu de viaţă se face la costuri situate în jurul a circa 40% din valoarea unui obiectiv nou de aceeaşi capacitate, prin care se poate asigura furnizarea de energie electrică fără emisii de gaze cu efect de seră, cu impact minim asupra mediului, la costuri competitive, contribuind astfel în mod durabil la decarbonarea sectorului energetic şi atingerea ţintelor României de energie şi mediu pentru anul 2030, în linie cu obiectivele asumate la nivel european şi chiar global (Acordul de la Paris). În contextul în care construirea/operarea viitoarelor unităţi nucleare de la CNE Cernavodă (U3 intră în exploatare spre sfârşitul anului 2030 şi U4 în 2031) se suprapune cu ieşirea din funcţiune a mai multor capacităţi de producţie de energie electrică a căror durată de viaţă expiră, nu se preconizează un impact semnificativ al intrării noilor unităţi nucleare asupra interconexiunilor existente şi/sau a exportului de energie electrică. Prevenirea şi gestionarea riscurilor Pentru protecţia infrastructurii critice împotriva atacurilor fizice, informatice şi a dezastrelor, România are în vedere următoarele politici şi măsuri: ● Implementarea de măsuri de securizare fizică a infrastructurii critice faţă de posibile acte teroriste; ● Securitatea informatică a sistemelor de control a reţelelor energetice prin întărirea barierelor de protecţie, precum şi prin cooperare internaţională; ● Asigurarea mentenanţei şi a lucrărilor de modernizare a sistemului energetic în ansamblul său pentru menţinerea la standarde de siguranţă a obiectivelor critice (lacuri, diguri, baraje etc.); ● Operaţionalizarea sistemelor de avertizare/alarmare a populaţiei şi realizarea exerciţiilor de alarmare publică. În mod specific, implementarea proiectelor Transelectrica privind standardizarea protocoalelor de comunicaţii cu operatorii de reţea şi intensificarea eforturilor de prevenire a atacurilor cibernetice va contribui la gestionarea acestui tip de riscuri. Pe de altă parte, vor fi încurajate parteneriatele de colaborare dintre centrele specializate pentru securitate cibernetică (spre exemplu, CERT-RO) şi operatorii privaţi din domeniul energiei şi vor fi sprijinite proiectele privind noi centre de testare pentru echipamentele de control industrial din punct de vedere al securităţii cibernetice. De asemenea, în contextul Regulamentului (UE) nr. 2019/941 al Parlamentului European şi al Consiliului din 5 iunie 2019 privind pregătirea pentru riscuri în sectorul energiei electrice, este avută în vedere constituirea unei autorităţi competente la nivelul Ministerul Energiei, entitate care va avea ca obiective: ● Identificarea scenariilor naţionale de criză de energie electrică; ● Elaborarea şi adoptarea planurilor de pregătire pentru riscuri (până la data de 5 ianuarie 2022) ● Testarea periodică a eficacităţii procedurilor elaborate în planurile de pregătire pentru riscuri pentru prevenirea crizelor de energie electrică, inclusiv a mecanismelor de schimb de informaţii şi de cooperare, şi efectuarea de simulări de crize de energie electrică o dată la doi ani; ● Actualizarea planurilor la fiecare patru ani, cu excepţia cazului în care împrejurările justifică actualizări mai frecvente; ● Emiterea de alertă timpurie, ● Declararea crizei de energie electrică, dacă autoritatea se confruntă cu o astfel de situaţie. Cu privire la combaterea schimbărilor climatice, România va urmări implementarea următoarelor politici şi măsuri: ● Reducerea riscului de deficit de apă; ● Reducerea riscului de inundaţii; ● Creşterea gradului de siguranţă a barajelor şi digurilor; ● Îmbunătăţirea infrastructurii de apă; ● Ajustarea codurilor şi normelor existente în domeniul construcţiilor sau a altor coduri şi norme din acest domeniu, pentru a corespunde condiţiilor de climă şi evenimentelor extreme; ● Actualizarea planurilor de analiză şi acoperire a riscurilor şi planurilor de apărare împotriva situaţiilor de urgenţă specifice la schimbările climatice; ● Consolidarea capacităţii locale; ● Creşterea gradului de utilizare a măsurilor preventive şi buna pregătire pentru situaţii de urgenţă asociate climei în industrii-cheie; ● Creşterea gradului de conştientizare a proprietarilor privaţi de întreprinderi industriale, cu privire la adaptarea la schimbările climatice; ● Susţinerea utilizării sporite a asigurărilor pentru pierderi industriale cauzate de evenimente climatice. ii. Cooperarea regională în acest domeniu România va urmări participarea proactivă la iniţiativele europene de diplomaţie energetică*49, după cum urmează: *49 A se vedea CESEC 11742/2017 şi UE 2017/1938 ● Participarea României la configurarea mecanismelor de solidaritate pentru asigurarea securităţii energetice în situaţii de criză a aprovizionării cu energie; ● Participare la Iniţiativa conectării reţelelor de gaze în Europa Centrală şi de Sud-Est (CESEC) în domeniile gazelor naturale ţi energiei electrice; ● Garantarea siguranţei furnizării de gaze prin asigurarea funcţionării corecte şi continue a pieţei interne a gazelor naturale; ● Permiterea aplicării unor măsuri excepţionale atunci când piaţa nu mai este în măsură să furnizeze cantităţile de gaze necesare, inclusiv a unei măsuri de solidaritate de ultimă instanţă; ● Stabilirea unei definiţii şi a unei atribuiri clare a responsabilităţilor între întreprinderile din sectorul gazelor naturale, statele membre şi Uniune, atât în ceea ce priveşte acţiunile preventive, cât şi reacţia la perturbările efective ale furnizării; ● Stabilirea de mecanisme transparente privind coordonarea planificării de măsuri şi de reacţii în cazul unor situaţii de urgenţă la nivel naţional, al regiunilor şi al Uniunii. iii. Dacă este cazul, măsurile de finanţare în acest domeniu la nivel naţional, inclusiv sprijinul acordat de Uniune şi utilizarea fondurilor Uniunii România va avea ca prioritate facilitarea finanţării de capacităţi energetice noi pentru a asigura un mix energetic diversificat şi echilibrat, cu scopul de a asigura securitatea aprovizionării cu energie, la nivelul anului 2030:
┌──────────┬───────────┬──────────┬─────┬───────────┐
│ │ │Capacitate│ │ │
│ │ │(Producţie│ │ │
│ │Noi │Energie │ │ │
│ │capacităţi │Electrică │SACET│Clienţi │
│Tip sursă │producţie │MWe/ │(MWe)│industriali│
│ │(2021-2030)│Producţie │(MWt)│(MWe) (MWt)│
│ │ │Energie │ │ │
│ │ │Termică │ │ │
│ │ │MWt) │ │ │
├──────────┼───────────┼──────────┼─────┼───────────┤
│Nuclear │CANDU │675 │ │ │
├──────────┼───────────┼──────────┼─────┼───────────┤
│Gaze │CCGT │1.600/- │ │ │
│naturale │ │ │ │ │
├──────────┼───────────┼──────────┼─────┼───────────┤
│Gaze │CHP │1.302/ │952/ │350/300 │
│naturale │ │1.214 │914 │ │
├──────────┼───────────┼──────────┼─────┼───────────┤
│Hidro │ │ │ │ │
│(firul │Unităţi > │ │ │ │
│apei/lac │10MW │1.088 │ │ │
│de │ │ │ │ │
│acumulare)│ │ │ │ │
├──────────┼───────────┼──────────┼─────┼───────────┤
│SRE │Eolian │2.302 │ │ │
├──────────┼───────────┼──────────┼─────┼───────────┤
│SRE │Fotovoltaic│3.692 │ │ │
└──────────┴───────────┴──────────┴─────┴───────────┘
Sursă: Calcule Deloitte pe baza informaţiilor transmise de Grupul de lucru interinstituţional PNIESC şi a recomandărilor COM În acelaşi timp, având în vedere traiectoria indicativă SRE ce trebuie atinsă la orizontul anilor 2022, 2025 şi 2027, proiectele SRE-E vor fi considerate prioritare, ţintind instalarea de capacităţi suplimentare de energie eoliană de 2.302 MW, respectiv de energie solară de 3.692 MW. Prin participarea la realizarea obiectivelor asumate în prezentul Plan, proiectele încadrate în categoria "prioritare" vor fi avute în vedere la stabilirea criteriilor de accesare a finanţărilor oferite prin Fondul de Modernizare şi Just Transition Fund în mod transparent şi nediscriminatoriu. 3.4. Dimensiunea "piaţa internă a energiei" 3.4.1. Infrastructura pentru energie electrică i. Politicile şi măsurile pentru atingerea nivelului-ţintă de interconectivitate, astfel cum este menţionat la art. 4 lit. (d) La nivelul Uniunii Europene, s-a stabilit un obiectiv privind gradul de interconectivitate a reţelelor electrice de cel puţin 15% până în anul 2030. Astfel, prin măsurile şi politicile definite în vederea dezvoltării infrastructurii de energie electrică, România îşi asumă un nivel de interconectare de cel puţin 15,4% în anul 2030. Politicile şi măsurile avute în vedere de România în domeniu sunt descrise în cele ce urmează, fiind ordonate după interacţiunea cu alte dimensiuni ale Planului: vector principal în impactul trans-sectoriale, ca efect secundar al măsurilor din alte dimensiuni, respectiv specifice dimensiunii în cauză. Piaţa internă de energie (infrastructura pentru energie electrică) - dimensiune principală Prin dezvoltarea acestor proiecte, se va îmbunătăţi, de asemenea, securitatea energetică a României, având în vedere facilitarea schimburilor transfrontaliere - în special în cazuri de urgenţă. Dezvoltarea infrastructurii de energie electrică, atingând astfel un nivel de interconectivitate de cel puţin 15,4% Pentru atingerea nivelului de interconectivitate, în Planul de dezvoltare a RET sunt prevăzute următoarele proiecte: - LEA 400 kV Nădab - Oradea Sud; – LEA 400 kV Porţile de Fier - Reşiţa şi extinderea staţiei 220/110 kV Reşiţa prin construcţia staţiei noi de 400 kV; – LEA 400 kV dublu circuit Cernavodă - Stâlpu, cu un circuit intrare/ieşire în staţia Gura Ialomiţei; – LEA 400 kV dublu circuit Reşiţa - Timişoara - Săcălaz, inclusiv construirea staţiei de 400 kV Timişoara; – LEA 400 kV dublu circuit (un circuit echipat) Smârdan - Gutinaş; – LEA 400 kV dublu circuit Timişoara - Săcălaz - Arad, inclusiv construirea staţiei de 400 kV Săcălaz şi extinderea staţiei 400 kV Arad. Proiectele descrise mai sus sunt prioritare pentru atingerea obiectivelor stipulate în directivele/regulamentele europene privind nivelul de interconectivitate a reţelelor electrice în 2030 (15% din capacitatea totală instalată în anul 2030). Capacitatea minimă disponibilă pentru comerţul transfrontalier Elaborarea, în prima jumătate a anului 2020, a unei metodologii/liste de proiecte conţinând soluţii pe termen lung care să facă posibilă îndeplinirea obligaţiei Transelectrica prevăzute la Art. 16, alin. (8) din Regulamentul (UE) nr. 2019/943 - "Operatorii de transport şi de sistem nu limitează volumul capacităţii de interconectare care urmează a fi pusă la dispoziţia participanţilor la piaţă pentru a rezolva o congestie în interiorul propriei lor zone de ofertare sau ca modalitate de a gestiona fluxurile din tranzacţiile interne ale zonelor de ofertare", respectiv " (...) să fie atinse următoarele niveluri minime ale capacităţii disponibile pentru comerţul interzonal: (a) pentru frontierele care folosesc o abordare bazată pe capacitatea netă de transport coordonată, capacitatea minimă este de 70% din capacitatea de transport, respectând limitele de siguranţă în funcţionare după scăderea contingenţelor, astfel cum sunt stabilite în conformitate cu orientările privind alocarea capacităţilor şi gestionarea congestiilor adoptate în temeiul art.ui 18 alin. (5) din Regulamentul (CE) nr. 714/2009". Alte politici/măsuri specifice dimensiunii În vederea realizării investiţiilor/obiectivelor menţionate mai sus, se vor avea în vedere de asemenea: ● Punerea în aplicare a prevederilor Legii nr. 120/2019 privind unele măsuri necesare pentru realizarea lucrărilor şi implementarea proiectelor de importanţă naţională privind reţeaua electrică de transport prin care "autoritatea competentă" (autoritatea desemnată la nivel naţional responsabilă de facilitarea şi coordonarea procedurii de autorizare pentru proiectele de importanţă naţională privind reţeaua electrică de transport este Ministerul Energiei, cu respectarea prevederilor legale în domeniul autorizării construcţiilor) emite autorizaţii de construire; ● Susţinerea, la nivelul autorităţilor centrale şi locale a proiectelor de construcţii de linii de transport al energiei electrice. Ca urmare, trebuiesc stabilite modalităţi de inter- cooperare pe proiecte cu aceste autorităţi centrale şi locale, cum ar fi înfiinţarea unor colective de lucru, numite la nivel central şi local pe fiecare judeţ, în vederea soluţionării aspectelor/problemelor/emiterii de avize/etc. legate de derularea proiectelor; ● Înfiinţarea, pentru proiectele de infrastructură (construcţii linii de transport a energiei electrice) a unui birou unic de eliberare a avizelor necesare emiterii de autorizaţii de construire; ● Realizarea de expropriere (în bandă) a întregului culoar de siguranţă al unei LEA. ii. Cooperarea regională în acest domeniu*50 *50 În afara grupurilor regionale pentru proiecte de interes comun, instituite în temeiul Regulamentului (UE) nr. 347/2013 Nu este aplicabil iii. Dacă este cazul, măsurile de finanţare în acest domeniu la nivel naţional, inclusiv sprijinul acordat de Uniune şi utilizarea fondurilor Uniunii ● Finanţarea proiectelor poate fi realizată atât prin fonduri externe nerambursabile cât şi prin fonduri proprii ale operatorului de transport şi sistem (ex: tariful de transport al energiei electrice şi/sau alte venituri - tarif racordare la RET, licitaţii capacităţi interconexiune etc.). A se vedea, de asemenea, Capitolul 5.3. 3.4.2. Infrastructura de transport a energiei i. Politicile şi măsurile referitoare la elementele stabilite la punctul 2.4.2, inclusiv, dacă este cazul, măsurile specifice pentru a permite realizarea de proiecte de interes comun (PIC) şi de alte proiecte de infrastructură importante Conform competenţelor şi atribuţiilor stabilite prin Legea energiei electrice şi a gazelor naturale şi Condiţiilor specifice asociate Licenţei, Transelectrica planifică dezvoltarea RET, ţinând seama de stadiul actual şi evoluţia prognozată a consumului, parcului de producţie şi schimburilor de energie electrică, şi elaborează la fiecare 2 ani un Plan de dezvoltare pentru următorii 10 ani succesivi, supus aprobării ANRE şi proprietarului reţelei (Guvernul României). Având în vedere faptul că la baza elaborării Planului de dezvoltare se află strategiile şi politicile Guvernului României, respectiv obiectivele noii politici a Uniunii privind energia şi schimbările climatice, Planul specifică măsurile necesare realizării proiectelor considerate esenţiale pentru infrastructura de transport a energiei electrice. Similar, în considerarea respectării cerinţelor Art. 22 al Directivei nr. 2009/73/CE, precum şi a atribuţiilor stabilite prin Legea energiei electrice şi a gazelor natural, Transgaz elaborează anual un plan de dezvoltare pe o perioadă de 10 ani, supus aprobării ANRE şi proprietarului reţelei (Guvernul României). La elaborarea ultimei ediţii (2019-2028), Transgaz a avut în vedere inclusiv detalierea măsurilor privind finanţarea proiectelor majore prevăzute în Plan (estimate la 1,25 mld. EUR, din care o pondere de 65% este estimată a fi acoperită din surse atrase). De asemenea, pentru a facilita decarbonarea, descentralizarea producţiei şi digitalizarea sectorului energetic, cu scopul de a avea sisteme energetice mai conectate, eficiente şi durabile, este necesară o evaluare a situaţiei actuale privind starea tehnică a echipamentelor şi instalaţiilor electrice ale reţelelor de transport şi distribuţie a energiei electrice precum şi costurile cu investiţiile necesare pentru gestionarea eficientă a reţelei. ii. Cooperarea regională în acest domeniu*51 *51 În afara grupurilor regionale pentru proiecte de interes comun, instituite în temeiul Regulamentului (UE) nr. 347/2013 Guvernul Republicii Moldova şi Guvernul României au semnat, în 2015, un Memorandum de înţelegere privind realizarea proiectelor necesare interconectării reţelelor de gaze naturale şi energie electrică dintre Republica Moldova şi România. În acest sens, este prevăzută interconectarea asincronă a sistemelor electroenergetice a Republicii Moldova cu România, prin implementarea proiectului de construcţie a Staţiei Back- to-Back Vulcăneşti + LEA 400 kV Isaccea-Vulcăneşti-Chişinău. Lucrările de interconectare aferente teritoriului Republicii Moldova sunt finanţate prin Acordurile de împrumut semnate cu Banca Europeană de Reconstrucţie şi Dezvoltare, respectiv Banca Europeană de Investiţii. Pe teritoriul României, Transelectrica va efectua lucrările necesare în staţia Vulcăneşti şi pe linia Isaccea - Vulcăneşti*52. *52 Extras din Protocolul Sesiunii a XI-a a Comisiei mixte interguvernamentale de colaborare economică între Republica Moldova şi România, Chişinău (Noiembrie 2018) iii. Dacă este cazul, măsurile de finanţare în acest domeniu la nivel naţional, inclusiv sprijinul acordat de Uniune şi utilizarea fondurilor Uniunii România va utiliza fondurile Uniunii pentru întărirea capacităţii administrative şi instituţionale, respectiv pentru asistenţă tehnică în derularea proiectelor de infrastructură strategică. A se vedea, de asemenea, punctul 5.3. 3.4.3. Integrarea pieţelor i. Politicile şi măsurile referitoare la elementele stabilite la punctul 2.4.3 Politicile şi măsurile avute în vedere de România în domeniu sunt descrise în cele ce urmează, fiind ordonate după interacţiunea cu alte dimensiuni ale Planului: vector principal în impactul trans-sectoriale, ca efect secundar al măsurilor din alte dimensiuni, respectiv specifice dimensiunii în cauză. Politici şi măsuri trans-sectoriale 1) Piaţa internă - dimensiune principală Liberalizarea pieţelor de energie România urmăreşte să dereglementeze pieţele interne de energie electrică şi gaze naturale, astfel încât să se armonizeze cu acquis-ul comunitar. Calendarul de dereglementare urmăreşte o liberalizare etapizată astfel încât impactul tranziţiei asupra consumatorului să fie cât mai redus. De asemenea, prin măsurile de liberalizare se urmăreşte dezvoltarea unui cadru legislativ favorabil investiţiilor care pot contribui la asigurarea securităţii energetice, sporind de asemenea şi flexibilitatea sistemului energetic naţional. În acest sens, principalele măsuri sunt: ● Implementarea unui calendar de dereglementare - energie electrică Având în vedere prevederile Regulamentului (UE) nr. 2019/943 al Parlamentului European şi al Consiliului din 5 iunie 2019 privind piaţa internă de energie electrică, Autoritatea de Reglementare a aprobat regulile pentru eliminarea şi/sau atenuarea impactului unor măsuri sau politici care pot contribui la restricţionarea formării preţurilor pe piaţa de energie electrică. Prin acest ordin se stabileşte, de asemenea, calendarul de dereglementare, cu următoarele caracteristici: - Producătorii care deţin/exploatează comercial unităţi/grupuri nuclearoelectrice şi/sau hidroelectrice dispecerizabile, au obligaţia să livreze furnizorilor de ultimă instanţă cantităţile de energie electrică necesare asigurării consumului clienţilor casnici, în condiţii reglementate de ANRE doar până la 31.12.2020; – ANRE va aproba preţurile aplicate de furnizorii de ultimă instanţă clienţilor casnici doar până la data de 31.12.2020; – Aplicarea, începând cu data de 01.01.2020, de preţuri concurenţiale clienţilor non-casnici beneficiari de serviciu universal şi clienţilor non-casnici care nu au uzat de dreptul de eligibilitate. Prin urmare, începând cu data de 1 ianuarie 2021 se va asigura liberalizarea completă a pieţei de energie electrică, respectiv necesarul de consum al clienţilor casnici va fi acoperit exclusiv prin tranzacţii concurenţiale, iar preţul energiei electrice furnizate clienţilor casnici va fi stabilit de către furnizori. ● Implementarea unui calendar de dereglementare - gaze naturale Potrivit O.U.G. nr. 1/2020 privind unele măsuri fiscal-bugetare şi pentru modificarea şi completarea unor acte normative, producătorii, inclusiv filialele acestora şi/sau afiliaţi aparţinând aceluiaşi grup de interes economic care desfăşoară atât activităţi de extracţie, cât şi activităţi de vânzare a gazelor naturale extrase de pe teritoriul României au obligaţia să vândă cu preţul de 68 lei/MWh cantităţile de gaze naturale rezultate din activitatea de producţie internă curentă către furnizorii clienţilor casnici şi ai producătorilor de energie termică, până la De asemenea, proiectul de lege prevede limitarea furnizării gazelor naturale la preţ reglementat şi în baza contractelor cadru până la 30 iunie 2020 pentru clienţii casnici. În concluzie, începând cu data de 1 iulie 2020 se asigură liberalizarea completă a pieţei de gaze naturale. ● Dreptul operatorilor de producere, a operatorilor de stocare a energiei şi a operatorilor de furnizare de a intra şi a ieşi pe piaţa de energie pe baza evaluării efectuate cu privire la viabilitatea economică şi financiară a activităţii ● Desfăşurarea tranzacţiilor cu energie electrică (cu respectarea regulilor privind concurenţa) pe pieţele de energie electrică, inclusiv pieţele nereglementate şi bursele de energie electrică, pieţele pentru comercializarea de energie, capacităţi, servicii de echilibrare şi servicii de sistem în toate intervalele de timp, inclusiv pieţele la termen, pieţele pentru ziua următoare şi pieţele intrazilnice. În contextul prevederilor art. 10 din Regulamentul (UE) nr. 2019/943, România a comunicat deja Comisiei Europene un raport privind identificarea neconcordanţelor care nu ar permite aplicarea prevederilor Regulamentului şi care ar putea avea implicaţii directe şi/sau indirecte în formarea preţurilor pe piaţa angro de energie electrică, prezentând atât actele normative deja emise în vederea eliminării acestor neconcordanţe, cât şi măsurile avute în vedere pentru continuarea eliminării acestora. Integrarea pieţei interne de energie la nivel regional Autorităţile române, împreună cu participanţii la piaţa internă de energie (ex: OPCOM, Transelectrica etc.) sunt implicate în iniţiativele menite să faciliteze integrarea pieţei de energie electrică la nivel regional. ● Participarea OPCOM şi Transelectrica la orice iniţiativă menită a facilita integrarea pieţei de energie electrică din România în piaţa internă a energiei OPCOM este angajat în procesul de implementare a Regulamentului (UE) nr. 2015/1222 de stabilire a unor linii directoare privind alocarea capacităţii şi gestionarea congestiilor, în contextul creării şi operării Cuplării unice a pieţelor pentru ziua următoare de energie electrică (SDAC, Single Day-Ahead Coupling) şi a Cuplării unice a pieţelor intra-zilnice de energie electrică (SIDC, Single Intra-Day Coupling), implicând cadrul contractual aferent. Referitor la participarea OPCOM la procesul european de implementare, dezvoltare şi operare a SDAC, au fost întreprinse următoarele acţiuni: - OPCOM este parte a cadrului contractual operaţional de cooperare a OTS-urilor şi OPEED-urilor, aferent creării, dezvoltării şi operării SDAC. În acest sens, OPCOM participă direct la activităţile dedicate creării şi operării SDAC, inclusiv în ceea ce priveşte realizarea de activităţi comune, participarea la procesul de dezvoltare (inclusiv a infrastructurii aferente cuplării, PCR), implementare; – În prezent, piaţa pentru ziua următoare din România, administrată de către OPCOM, funcţionează începând din data de 19.11.2014 în regim cuplat cu pieţele din Republica Cehă, Slovacia şi Ungaria ("4M MC"), pe baza soluţiei PCR - Price Coupling of Regions (Cuplarea prin Preţ a Regiunilor), care reprezintă soluţia de cuplare pentru SDAC; – Autorităţile naţionale de reglementare din Austria, Germania, şi Polonia împreună cu ţările din cadrul 4M MC (Republica Cehă, Ungaria, România şi Slovacia) au iniţiat un proiect interimar pentru cuplarea pieţei pe baza NTC între aceste ţări. OPCOM şi Transelectrica participă la dezvoltarea şi implementarea proiectului DE-AT-PL-4M MC ("Cuplarea intermediară"). Acest proiect urmăreşte realizarea cuplării dintre 4M MC şi Polonia şi Multi-Regional Coupling (MRC) prin implementarea alocării implicite pe bază de NTC pe graniţele aferente şi realizarea cuplării unice a pieţelor pentru ziua următoare (SDAC). Lansarea funcţionării este estimată pentru T3 2020; – Autorităţile naţionale, operatorii de transport şi de sistem şi OPEED din România şi Bulgaria au iniţiat un proiect de cuplare a pieţelor pentru ziua următoare dintre cele două ţări pe baza NTC. Proiectul este estimat să se finalizeze în luna decembrie a anului 2020; OPCOM şi Transelectrica sunt parte a Proiectului Core Flow-Based Market Coupling, al cărui obiectiv este de a realiza dezvoltarea şi punerea în aplicare a unei cuplări bazate pe fluxuri a pieţei pentru ziua următoare în întreaga regiune Core (Austria, Belgia, Croaţia, Republica Cehă, Franţa, Germania, Ungaria, Luxemburg, Olanda, Polonia, România, Slovacia şi Slovenia), din cadrul proiectului de cuplare unică a pieţelor pentru ziua următoare (SDAC). Lansarea funcţionării este estimată de părţile Proiectului Core Flow-Based Market Coupling pentru anul 2021, perioada exactă urmând a fi confirmată coerent cu evoluţia activităţilor de dezvoltare ale proiectului şi deciziile ACER şi ale Comisiei Europene, după caz. Urmare aprobării de către autorităţile naţionale de reglementare din cele două ţări, OTS-urile şi operatorii de piaţă din România şi Bulgaria au decis, la finalul lunii noiembrie 2019, lansarea unui proiect de implementare a cuplării pieţelor de energie electrică pe orizontul ziua următoare prin aducerea la stadiu operaţional a funcţionării acestora în regim cuplat şi integrarea în cuplarea unică SDAC, cu considerarea, totodată, a evoluţiei proiectelor de cuplare aflate deja în implementare. Proiectul de implementare a cuplării zonelor de piaţă din România şi Bulgaria (BG-RO MC Project) a fost lansat având ca obiectiv implementarea pe această graniţă a alocării implicite pe baza de NTC, cu utilizarea soluţiei de cuplare PCR şi aplicarea regulilor şi procedurilor operaţionale SDAC. Activităţile de proiect au început, fiind convenit un calendar de implementare general, precum şi termenii de referinţă aferenţi cooperării, elemente faţă de care autorităţile naţionale de reglementare din cele două ţări şi-au manifestat susţinerea. Conform estimărilor actuale, lansarea operaţională este previzionată pentru luna decembrie 2020. Referitor la participarea OPCOM la procesul european de implementare, dezvoltare şi operare a SIDC, au fost întreprinse următoarele acţiuni: – OPCOM este parte a cadrului contractual operaţional de cooperare a OTS-urilor şi OPEED-urilor, aferent creării, dezvoltării şi operării SIDC. În acest sens, OPCOM participă direct la activităţile dedicate creării şi operării SIDC, inclusiv în ceea ce priveşte realizarea de activităţi comune, participarea la procesul de dezvoltare (inclusiv a infrastructurii aferente cuplării, XBID), implementare; Lansarea începând cu 19 noiembrie 2019 a celui de al doilea val de operaţionalizare XBID, în acesta fiind prevăzută integrarea în arealul deja cuplat (primul val de cuplare a cuprins Belgia, Danemarca, Germania, Estonia, Finlanda, Franţa, Letonia, Lituania, Norvegia, Olanda, Austria, Portugalia, Suedia şi Spania) a graniţelor aferente integrării zonelor de ofertare din Bulgaria, Croaţia, Republica Cehă, Ungaria, Polonia, România şi Slovenia. În 2019 a fost aprobat Ordinul preşedintelui ANRE nr. 202/2019 pentru modificarea Regulamentului de programare a unităţilor de producţie şi a consumatorilor dispecerizabili aprobat prin Ordinul preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 32/2013 şi pentru abrogarea Regulamentului de organizare şi funcţionare a pieţei intra-zilnice de energie electrică aprobat prin Ordinul preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 73/2013 şi a avizat cu Avizul nr. 89/2019 Procedura de funcţionare a Pieţei Intra-zilnice de energie electrică, elaborată de Opcom SA. Ambele documente au fost necesare lansării, la 19 noiembrie 2019, a celui de-al doilea val de cuplare a pieţelor intra-zilnice de energie electrică prin proiecte locale; România adoptă astfel soluţia unică europeană de cuplare a pieţelor intra-zilnice, conformă cu prevederile Regulamentului (UE) nr. 2015/1222 al Comisiei din 24 iulie 2015 de stabilire a unor linii directoare privind alocarea capacităţilor şi gestionarea congestiilor şi cu documentele subsecvente acestuia aprobate de către toate autorităţile de reglementare din statele membre UE sau de către ACER. Prin extinderea funcţionării la nivel regional a pieţei intra-zilnice şi adoptarea soluţiei unice europene, este de aşteptat să crească lichiditatea pieţei intra-zilnice, asigurând diminuarea ponderii pieţei de echilibrare şi echilibrarea mai precisă a participanţilor, utilizarea mai bună a capacităţii şi resurselor de producere, utilizarea optimă a capacităţii de transport transfrontalier şi nu în ultimul rând, ca o consecinţă indirectă, creşterea siguranţei în alimentare a consumatorilor din România. Elaborarea unei metodologii comune de calcul de capacitate în regiunea SEE (România, Bulgaria şi Grecia), precum şi participarea la centrul de coordonare regională a securităţii operaţionale (CRS) în regiunile SEE (România, Bulgaria, Grecia) şi GRIT (Grecia, Italia). – Dezvoltarea unei metodologii comune de calcul al capacităţii în regiunea de calcul de capacitate SEE CCR compusă din statele membre Bulgaria, România şi Grecia. Proiectul presupune elaborarea unei metodologii comune de calcul de capacitate, armonizată la nivelul SEE CCR, care include statele membre UE România, Bulgaria şi Grecia, respectiv graniţele România - Bulgaria şi Bulgaria - Grecia. Metodologia de calcul de capacitate zilnică şi intrazilnică din cadrul SEE CCR a fost elaborată la nivelul Operatorilor de Transport şi Sistem din România, Bulgaria şi Grecia şi a fost aprobată de către Autorităţile Naţionale de Reglementare în domeniul Energiei din statele membre UE România, Bulgaria şi Grecia în data de 10 aprilie 2019. În măsura în care vor fi pregătite, la proiect vor adera şi ţările din WB6 (cele şase ţări din Balcanii de Vest), pentru care metodologia de calcul de capacitate a fost elaborată la nivelul Energy Community. Metodologia se află în proces de aprobare şi de implementare printr-un proiect administrat la nivelul Energy Community. Legislaţia Uniunii Europene din domeniul energiei electrice (Pachetul legislativ III Energie prin Regulamentul (UE) nr. 1485/20171 şi Regulamentul (UE) nr. 1222/20152) stabileşte în sarcina statelor membre şi, în mod particular, în sarcina operatorilor de transport şi de sistem pentru energia electrică, obligaţia de dezvoltare şi întărire a cooperării la nivel regional în ceea ce priveşte operarea coordonată a sistemelor electroenergetice. România, prin graniţele energetice cu statele vecine care sunt membre ale Uniunii Europene (Ungaria şi Bulgaria), face parte din două regiuni de calcul coordonat al capacităţii de transfer transfrontalier: – Prin graniţa România - Ungaria, România face parte din regiunea de calcul coordonat al capacităţilor de transfer transfrontalier "Core". Din punct de vedere al serviciilor de coordonare regională a securităţii operaţionale, această regiune este deservită de centrul regional de coordonare a securităţii operaţionale TSCNET Services Gmbh (companie înregistrată în Germania). Transelectrica este acţionar în cadrul TSCNET Services Gmbh din anul 2018. – Prin graniţa România - Bulgaria, România face parte din regiunea de calcul coordonat al capacităţilor de transfer transfrontalier South-East Europe ("SEE"); Din punct de vedere al serviciilor de coordonare regională a securităţii operaţionale, această regiune va fi deservită de o entitate juridică de sine stătătoare care va exercita rolul de centru regional de coordonare a securităţii operaţionale (denumită în continuare SEE RSC). Transelectrica va participa la constituirea centrului de coordonare regională a securităţii operaţionale (CRS), care va fi înfiinţat în Grecia, la Salonic, şi care va deservi regiunile de calcul coordonat al capacităţilor de transport transfrontaliere SEE (Bulgaria, Grecia, România) şi GRIT (Grecia, Italia). Implementarea unui mecanism de capacitate Implementarea unui mecanism de capacitate va conduce la îmbunătăţirea parametrilor de Securitate Energetică. Scopul mecanismului este asigurarea capacităţii de producere suplimentară, pe lângă capacităţile active pe piaţa energiei electrice, necesare pentru menţinerea echilibrului dintre generarea şi consumul de energie electrică în situaţii extraordinare, imprevizibile, având în vedere caracteristicile pieţei de energie din România. Astfel, mecanismul de capacitate intervine pentru garantarea siguranţei în alimentare, atunci când nu există ofertă suficientă pe piaţa de energie electrică, în pofida preţurilor libere, pentru a permite un echilibru între ofertă şi cerere. Într-o primă fază, Ministerul Energiei intenţionează să realizeze un studiu privind dezvoltarea unui mecanism de capacitate adaptat condiţiilor specifice ale României. Rezultatele studiului vor sta la baza discuţiilor cu Comisia Europeană, în contextul implementării unui astfel de mecanism. Elaborarea unui mecanism de sprijin de tipul Contracte pentru Diferenţă (CfD) Instrumentul CfD reprezintă un mecanism transparent şi nediscriminatoriu care se adresează tuturor investiţiilor în domeniul producerii de energie electrică cu emisii reduse de carbon. Caracteristicile acestuia constituie un element cheie, cu efecte integrate, pentru dimensiunea Decarbonare (energie din SRE) şi Securitatea Energetică. În contextul ţintelor asumate prin prezentul plan la nivelul anului 2030 privind ponderea producţiei de energie din resurse regenerabile, mecanismul va oferi un sprijin adecvat pentru atingerea acestor ţinte. Spre deosebire de actualul mecanism de sprijin pentru sursele regenerabile de energie referitor la piaţa de certificate verzi, implementarea unui mecanism de tip CfD poate oferi beneficii suplimentare şi un mediu atractiv şi predictibil pentru investitori, cum ar fi: - Aduce o mai mare siguranţă şi stabilitate a veniturilor, prin eliminarea expunerii la preţurile volatile de pe piaţa angro; – Evită supra-compensarea producătorilor, atunci când preţul energiei electrice creşte peste valoarea preţului de exercitare; – Protejează producătorii de fluctuaţiile de preţ din piaţă; – Protejează consumatorii de la plata aferentă sprijinului, atunci când preţul în piaţa de electricitate creşte; – Garantează o înţelegere contractuală în faţa legii, pe parcursul unei perioade predeterminate, care oferă un nivel rezonabil de flexibilitate pentru dezvoltatorii de proiecte şi protecţie împotriva schimbărilor neprevăzute; – Oferă un grad crescut de siguranţă pentru investitori: odată contractul semnat, investitorii sunt capabili să deruleze proiectele, fără a fi afectaţi de riscul politic sau de faptul ca evoluţia pieţei ar putea afecta în mod critic rentabilitatea proiectelor; – În vederea sprijinirii investiţiilor necesare, mecanismul CfD trebuie să creeze un cadru clar şi transparent, care să răspundă riscurilor la care sunt supuse investiţiile pe termen lung şi să ofere încredere şi predictibilitate investitorilor; – În corelare cu evoluţia retragerilor din exploatare a anumitor capacităţi, dar şi pe fondul nevoilor de capacităţi suplimentare (determinate de creşterea cererii), noi unităţi de producţie ar putea beneficia de mecanismul de tip CfD pe baza licitaţiilor, în sensul în care sprijinul ar fi direcţionat pentru cel mai mic preţ ofertat de un investitor/dezvoltator; – Tranziţia de la subvenţii fixe pentru SRE la stabilirea acestora prin competiţie este un mecanism avantajos mai ales din punctul de vedere al costurilor, deoarece determină o alocare mai eficientă a cheltuielilor de capital în contextul construirii unităţilor de producere SRE. Tehnologiile avute în vedere ca potenţiale beneficiare ale unei scheme CfD sunt: - Tehnologie pentru utilizarea resurselor regenerabile; – Tehnologia nucleară; – Stocare energie electrică. Implementarea unui mecanism CfD pentru tehnologii cu emisii reduse de carbon necesită existenţa unui cadru legislativ şi de reglementare complementar care să detalieze elementele de implementare. Contracte de vânzare a energiei electrice pe termen lung cu clienţi (PPA) Acest tip de contracte vine în sprijinul consumatorilor care doresc să achiziţioneze exclusiv energie provenită din surse regenerabile, generând un impact pozitiv în dimensiunea Decarbonare (SRE). În mod tipic, un PPA este un contract bilateral de furnizare a energiei pe termen lung, încheiat între client (cumpărător) şi producătorul de energie (vânzător). Contractul prevede furnizarea unei cantităţi orare de energie electrică (cu garanţiile de origine aferente) în funcţie de profilul de consum al clientului final. De asemenea, îi oferă consumatorului oportunitatea de a-şi negocia contractul direct cu producătorul de energie, fiind totodată independent şi asigurat împotriva fluctuaţiilor preţului de energie în situaţii de cerere ridicată. Alte politici/măsuri specifice dimensiunii Modificarea legislaţiei primare şi secundare în vederea eliminării oricăror neconcordanţe care nu ar permite aplicarea prevederilor Regulamentelor (UE) 2019/943 şi 2019/941 cât şi a Directivei (UE) 2019/944 privind normele comune pentru piaţa internă de energie electrică. De asemenea, ca măsură orizontală, ramificată în orice iniţiativă a sectorului public, se va îmbunătăţi calitatea actului administrativ în sectorul energetic, prin: ● Reducerea birocraţiei prin transparentizare, digitalizare şi introducerea "ghişeului unic"; ● Introducerea celor mai bune practici privind transparenţa şi responsabilitatea în interacţiunea dintre utilizator şi sistemul administrativ; ● Dezvoltarea de mecanisme instituţionale (precum avertizorii de integritate); ● Eliminarea conflictelor de interese între instituţii publice şi companii energetice cu capital de stat. ii. Măsurile de sporire a flexibilităţii sistemului energetic în ceea ce priveşte producţia de energie din surse regenerabile, cum sunt reţelele inteligente, agregarea, răspunsul la variaţiile cererii, stocarea, producerea distribuită, mecanismele pentru dispecerizare, redispecerizare şi limitare, semnalele de preţ în timp real, inclusiv introducerea cuplării pieţelor intrazilnice şi a pieţelor de echilibrare transfrontaliere Îmbunătăţirile aduse pieţei interne vor genera efecte multiplicate şi suport în cadrul tuturor dimensiunilor prioritizate în cadrul PNIESC, reprezentând un factor cheie în: Digitalizarea sistemului energetic românesc (reţelele inteligente) Digitalizarea sistemului energetic românesc, inclusiv a reţelelor de transport şi distribuţie ("smart grids") joacă un rol important în creşterea producţiei energiei din resurse regenerabile şi în transformarea pieţei de energie româneşti într-o piaţă "fit-for-RES" şi creşterea integrării SRE. Pentru a atinge acest obiectiv, România urmăreşte introducerea în sistemele energetice a contoarelor şi reţelelor inteligente. ● Introducerea contoarelor inteligente în sistemele energetice trebuie să fie o prioritate naţională, ca prim pas în digitalizarea infrastructurii. Contorizarea inteligentă este recunoscută pentru beneficiile pe care le aduce consumatorilor finali, companiilor de utilităţi şi întregului sistem energetic, inclusiv beneficii asupra mediului, prin creşterea eficienţei energetice şi integrarea SRE în SEN. Reţelele inteligente vor integra şi soluţiile tip grid-to-vehicle (G2V) şi vehicle-to-grid (V2G), care permit introducerea scalată a proiectelor SRE şi îmbunătăţirea fiabilităţii sistemului energetic Astfel, Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei ANRE) a aprobat în 2019 "Calendarul de implementare a sistemelor de măsurare inteligentă (SMI) a energiei electrice la nivel naţional pentru perioada 2019 - 2028". Montarea sistemelor de măsurare inteligentă este gratuită pentru consumatorii finali, operatorii de distribuţie urmând să îşi recupereze costurile prin tariful de distribuţie. Tabel 20 - Calendar de implementare a sistemelor de măsurare inteligentă a energiei electrice
┌─────┬────────────────────────────────┐
│Anul │Număr anual de utilizatori noi │
│ │integraţi în SMI │
├─────┼────────────────────────────────┤
│2019 │220.901 │
├─────┼────────────────────────────────┤
│2020 │394.472 │
├─────┼────────────────────────────────┤
│2021 │418.786 │
├─────┼────────────────────────────────┤
│2022 │414.942 │
├─────┼────────────────────────────────┤
│2023 │403.061 │
├─────┼────────────────────────────────┤
│2024 │442.537 │
├─────┼────────────────────────────────┤
│2025 │430.945 │
├─────┼────────────────────────────────┤
│2026 │427.160 │
├─────┼────────────────────────────────┤
│2027 │448.116 │
├─────┼────────────────────────────────┤
│2028 │433.510 │
├─────┼────────────────────────────────┤
│Total│4.034.430 │
└─────┴────────────────────────────────┘
Sursă: Decizia ANRE nr. 778/8 Mai 2019 privind aprobarea Calendarului de implementare a sistemelor de măsurare inteligentă (SMI) a energiei electrice la nivel naţional pentru perioada 2019 - 2028 ● Digitalizarea, care va permite clădirilor "inteligente", vehiculelor şi instalaţiilor industriale să furnizeze noi surse de încărcare flexibilă a sistemului energetic, ceea ce poate contribui la sprijinirea comunităţilor de prosumatori; ● Corelarea, nu doar la nivel conceptual, a celor trei obiective care vor domina acest domeniu, şi anume descentralizare, dezvoltare, digitalizare; ● Digitalizarea dintr-o perspectivă holistică a eficienţei energetice, la nivel de sistem, care să cuprindă atât eficienţa tradiţională a utilizării finale, cât şi flexibilitatea pe partea cererii. Cuplarea pieţelor de echilibrare transfrontaliere Transelectrica participă la procesul european de implementare, dezvoltare şi operare a platformelor comune pe care se vor tranzacţiona rezervele de energie de echilibrare, sens în care a întreprins următoarele acţiuni: Transelectrica are statul de observator în cadrul proiectului TERRE şi a participat la elaborarea cadrului de implementare a platformei LIBRA şi la definitivarea elementelor de design ale acestei platforme. Pentru moment, Transelectrica va rămâne la statutul de observator deoarece este un OTS izolat în lista operatorilor de transport şi de sistem care folosesc rezerve de înlocuire în regiunea de est a Europei. Prevederile Regulamentului (UE) nr. 2017/2195 vor fi însă respectate prin remodelarea platformei pieţei de echilibrare la nivel naţional şi folosirea acestui tip de rezervă cu aceleaşi caracteristici, mod de ofertare, respectiv selectare a ofertelor, astfel încât în orice moment în care unul din OTS-urile vecine solicită intrarea în această piaţă regională de energie de echilibrare, România să fie pregătită pentru cuplare; Din anul 2020, urmează extinderea pieţei de echilibrare la nivel regional, odată cu intrarea în funcţiune a platformei informatice LIBRA, pe care se vor tranzacţiona rezerve de înlocuire, conform art. 19 din Regulamentul (UE) 2017/2195, urmând ca în anul 2022 să se extindă funcţionarea pieţei de echilibrare la nivel european pentru rezervele de restabilire a frecvenţei, tranzacţionate pe alte două platforme dedicate conform art. 20, 21 din acelaşi Regulament. Astfel, rezervele de energie de echilibrare se vor tranzacţiona pe trei platforme de piaţă proiectate şi dezvoltate de operatorii de transport şi de sistem în proiectele: - TERRE (Trans European Replacement Reserve Exchange) se ocupă cu proiectarea, dezvoltarea şi operarea platformei de tranzacţionare a rezervelor de înlocuire (RI); – MARI (Manually Activated Reserves Iniţiative) se ocupă cu proiectarea, dezvoltarea şi operarea platformei de tranzacţionare a rezervelor de restabilire a frecvenţei în mod manual (mRRF); – PICASSO (Platform for the Internaţional Coordination of Automated Frequency Restoration and Stable System Operation) se ocupă cu proiectarea, dezvoltarea şi operarea platformei de tranzacţionare a rezervelor de restabilire a frecvenţei în mod automat (aRRF). Transelectrica este membru în proiectele MARI şi PICASSO contribuind alături de celelalte OTS-uri membre la toate etapele de proiectare, dezvoltare şi operare a platformelor de tranzacţionare mRRF şi aRRF. Toţi operatorii de transport şi de sistem care efectuează procesul automat de restabilire a frecvenţei (aRRF), în conformitate cu art. 22 din Regulamentul (UE) 2017/2195 şi în temeiul părţii IV din Regulamentul (UE) 1485/2017 trebuie să pună în funcţiune şi să utilizeze platforma europeană pentru procesul de compensare a dezechilibrelor. Comitetul de Piaţă al ENTSO-E a ales proiectul existent IGCC (Internaţional Grid Control Cooperation) pentru a deveni viitoarea platformă europeană de compensare a dezechilibrelor. Beneficiul principal al folosirii platformei de compensare a dezechilibrelor îl reprezintă reducerea cantităţii de energie de echilibrare activată de tip aRRF, având consecinţe directe asupra costurilor din această piaţă, potenţial în sensul scăderii acestora. CNTEE Transelectrica SA este membru în proiectul de extindere a platformei IGCC, contribuind la soluţiile de modernizare şi adaptare a acestei platforme cu cerinţele Regulamentului (UE) 2017/2195. În acelaşi timp, derulează operaţiunile de modernizare a echipamentelor locale pentru a putea participa activ pe platforma IGCC începând cu T3 al anului 2020; De la începutul anului 2021 este solicitată armonizarea intervalului de decontare a dezechilibrelor la 15 minute la nivel european, o obligaţie pentru toţi Operatorii de Transport şi de Sistem, în conformitate cu prevederile art. 53 din Regulamentul (UE) 2195/2017 şi cu prevederile art. 8 (4) din Regulamentul (UE) 943/2019. Obiectivele acestei acţiuni sunt: promovarea tranzacţionării intrazilnice şi dezvoltarea unor produse comerciale cu aceleaşi intervale de livrare, pentru a le oferi participanţilor la piaţă posibilitatea de a se echilibra cât mai aproape de timpul real. Transelectrica, în calitate de coordonator şi responsabil la nivel naţional al acestei acţiuni colaborează cu Operatorii de Distribuţie, asociaţiile/organizaţiile din domeniu (RWEA, ACUE, COGEN, PATRES), OPEE şi PRE la desfăşurarea procesului de adaptare a echipamentelor de măsurare, modernizare platforme de agregare şi prelucrare date. Transelectrica a elaborat o propunere de program de implementare a măsurilor necesare în scopul asigurării condiţiilor de decontare pe piaţa angro de energie electrică la un interval de 15 minute la termenul limită de 01.01.2021, impus de Regulamentul (UE) 943/2019. Direcţia de măsurare OMEPA din cadrul Transelectrica a actualizat platforma existentă, ca o soluţie temporară pentru asigurarea condiţiilor de implementare a decontării la 15 minute şi a demarat testele de schimb de date cu operatorii de distribuţie. De asemenea, Operatorul de Decontare va implementa, până la termenul limită de 01.01.2021, modificările necesare pentru trecerea la decontarea pe piaţa angro de energie electrică la un interval de 15 minute. Racordarea surselor de energie regenerabilă Racordarea surselor de energie regenerabilă la reţelele electrice necesită măsuri speciale la nivel de sistem pentru a menţine nivelul de siguranţă în funcţionarea sistemelor energetice, iar creşterea numărului de producători cu producţie necontrolabilă conduce la creşterea frecvenţei de apariţie a congestiilor de reţea. În acest sens, operatorul de transport şi de sistem a inclus în planul de dezvoltare a RET pe 10 ani, măsuri investiţionale care să ofere suportul necesar pentru evacuarea, fără restricţii majore, a energiei electrice produse de centralele electrice de tip eolian, în zonele Dobrogea şi Moldova, dar şi în Banat şi sudul Munteniei. 2) Piaţa internă - dimensiune secundară ● Încurajarea dezvoltării capacităţilor de stocare a energiei reprezintă unul dintre factorii cheie din cadrul dimensiunii de Securitate Energetică, cu efecte în Piaţa Internă. Implementarea acestor iniţiative va conduce la creşterea competitivităţii pieţei interne de energie, cu impact pozitiv asupra preţurilor energiei către clienţii finali. Măsurile şi politicile specifice sunt reflectate în cadrul secţiunii 3.3. ● Sprijinirea iniţiativelor de Cercetare-Inovare, precum şi adoptarea graduală a tehnologiilor cu funcţionalitate şi beneficii dovedite din zone precum Internet of Things, stocare descentralizată, blockchain şi aplicaţii inteligente, prin intensificarea parteneriatelor public-privat. ● Implementarea măsurilor de consum dispecerizabil (Demand Response). Implementarea măsurilor de consum dispecerizabil presupune adaptarea preţurilor astfel încât să determine schimbarea comportamentului consumatorilor din orele de vârf de sarcină spre orele de gol. Acest lucru va contribui la creşterea competitivităţii producătorilor de energie electrică. ● Agregarea Clienţii finali pot participa la pieţele organizate de energie electrică direct sau prin agregare, dacă au o putere aprobată prin certificatul de racordare mai mare de 500 kW. În cazul în care aceştia deţin o putere aprobată mai mică sau egală cu 500 kW, clienţii finali pot participa la pieţele organizate de energie electrică exclusiv prin agregare. iii. Dacă este cazul, măsurile de asigurare a participării nediscriminatorii a energiei din surse regenerabile, pe răspunsul la variaţiile cererii şi stocare, inclusiv prin agregare, pe toate pieţele energiei Momentan, nu este cazul. iv. Politicile şi măsurile pentru protejarea consumatorilor, în special a consumatorilor vulnerabili şi, dacă este cazul, a celor afectaţi de sărăcia energetică, şi pentru îmbunătăţirea competitivităţii şi a contestabilităţii pieţei energiei cu amănuntul A se vedea punctul 3.4.4. v. Descrierea măsurilor pentru permiterea şi dezvoltarea răspunsului la variaţiile cererii, inclusiv a celor referitoare la tarife care să sprijine o stabilire dinamică a preţurilor*53) *53) În conformitate cu art. 15 alin. (8) din Directiva 2012/27/UE. A se vedea Cap. 2.4.3. 3.4.4. Sărăcia energetică i. Politicile şi măsurile referitoare la elementele stabilite la punctul 2.4.4 România intenţionează să elaboreze şi să implementeze o serie de măsuri şi politici, menite să diminueze sărăcia energetică. De asemenea, sunt prevăzute măsuri de eficienţă energetică dedicate consumatorilor vulnerabili cu scopul reducerii consumului final, cu efect pozitiv asupra costurilor cu energia electrică sau termică. Politicile şi măsurile avute în vedere de România în domeniu sunt descrise în cele ce urmează, fiind ordonate după interacţiunea cu alte dimensiuni ale Planului: vector principal în impactul trans-sectorial, ca efect secundar al măsurilor din alte dimensiuni, respectiv specifice dimensiunii în cauză. Politici şi măsuri trans-sectoriale 1) Piaţa internă dimensiune principală ● Reglementarea şi definirea consumatorului vulnerabil, precum şi modalitatea de finanţare a acestuia Potrivit O.U.G. nr. 1/2020, privind unele măsuri fiscal-bugetare şi pentru modificarea şi completarea unor acte normative, până la data de 31 decembrie 2020, Guvernul României, va reglementa, la iniţiativa ministerului de resort, statutul şi regimul juridic al consumatorului vulnerabil, precum şi modalitatea de finanţare a acestuia. De asemenea, la finalul anului 2020, ANRE a aprobat Ordinul nr. 235/2019 ce aprobă Regulamentul de furnizare a energiei electrice la consumatorii finali. Conform regulamentului, consumatorul vulnerabil este considerat persoana cu venituri reduse şi/sau cu probleme de sănătate, furnizorii de electricitate având o serie de obligaţii în relaţia cu persoanele respective - asigurarea cu prioritate a alimentării cu energie electrică, limitarea întreruperilor planificate, cât şi interzicerea deconectării de la reţeaua electrică, inclusiv în situaţii de criză de energie electrică. Alte politici/măsuri specifice dimensiunii Ministerul Energiei colaborează cu Ministerul Muncii şi Protecţiei Sociale, care are responsabilitatea realizării planului naţional de acţiune în cazuri de sărăcie energetică, prin care se definesc situaţiile critice şi clienţii care nu pot fi deconectaţi în astfel de situaţii, precum şi modul de recuperare a costurilor asociate, de către operatori, pe baza unei proceduri specifice aprobate prin hotărâre a Guvernului, la propunerea ANRE. Potrivit Strategiei naţionale privind incluziunea socială şi reducerea sărăciei pentru perioada 2015 - 2020 şi a Planului strategic de acţiuni pentru perioada 2015 - 2020, politicile vizează direct reducerea sărăciei şi creşterea incluziunii sociale în mai multe domenii cheie: asistenţa socială şi drepturi de asigurări sociale, sărăcia energetică, ocuparea forţei de muncă, educaţie, sănătate, participare socială şi servicii sociale. În cadrul Planului strategic de acţiuni, măsurile dedicate protecţiei sociale cuprind şi îmbunătăţirea performanţei sistemului de asistenţă socială în protejarea celor cu venituri reduse, unul din obiectivele specifice fiind protejarea consumatorilor cu venituri reduse şi vulnerabili contra şocurilor produse de creşterea preţurilor la energie. Responsabilitatea pentru îndeplinirea acestor obiective revine Ministerului Muncii şi Protecţiei Sociale. ● Asigurarea de sprijin de natură non-financiară pentru consumatorii vulnerabili cu venituri scăzute, prin posibilitatea unor eşalonări la plată (plata în tranşe a facturii de energie electrică); ● Punerea în aplicare a Sistemului Naţional Informatic al Asistenţei Sociale; ● România acordă ajutoare pentru încălzirea locuinţei conform O.U.G. nr. 70/2011, abrogată şi înlocuită de Legea nr. 196/2016, care ar trebui să producă efecte începând cu 1 aprilie 2021. În vederea acordării echitabile a subvenţiilor de energie termică, realizarea sistemului naţional informatic al asistenţei sociale este o premisă necesară pentru crearea capacităţii autorităţilor administraţiei publice locale. Acestea vor asigura prelucrarea informatică a datelor privind solicitanţii şi verificarea criteriilor de eligibilitate pentru categoriile de consumator vulnerabil. Subvenţia, care în prezent se aplică pentru toţi consumatorii de energie termică, va fi acordată numai consumatorilor vulnerabili care au fost identificaţi de către autorităţile responsabile, în conformitate cu Legea nr. 196/2016. În prezent, Legea energiei electrice şi a gazelor naturale nr. 123/2012, cu modificările ulterioare, oferă posibilitatea constituirii unui fond de solidaritate pentru susţinerea financiară a consumatorului vulnerabil. Un alt element important pentru realizarea obiectivelor privind sărăcia energetică este reprezentat de asigurarea unei tranziţii echitabile, din perspectiva impactului social şi economic, pentru regiunile cu profil mono-industrial (spre exemplu, Valea Jiului sau alte zone care depind de industria cărbunelui sau de alte sectoare energointensive). Astfel, au fost demarate următoarele iniţiative: - Valea Jiului este inclusă în platforma Comisiei Europene pentru Regiuni Carbonifiere în Tranziţie. În acest context, statul Român a obţinut suportul CE pentru finanţarea studiului pentru elaborarea unei strategii de tranziţie pentru Valea Jiului, prin programul SRSS (Serviciul pentru Susţinerea Reformelor Structurale). Acest program va fi coordonat de Ministerul Investiţiilor şi Proiectelor Europene şi va fi iniţiat în 2020, urmând a fi finalizat în 9 - 12 luni de la start; – Pentru exerciţiul financiar 2021 - 2027, se are în vedere includerea acestei regiuni pentru alocări de tip Investiţie Teritorială Integrată. O astfel de iniţiativă ar replica bunele practici realizate din acţiunile desfăşurate pentru dezvoltarea Deltei Dunării, cu avantajul unor programe configurate pe specificul şi nevoile din teritoriu - structura demografică, intensitatea migraţiei, numărul şi specificul locurilor de muncă, dar şi potenţialul ce poate fi exploatat; – La iniţiativa mediului privat, Ministerul Energiei va susţine proiectul pentru centrul de reconversie profesională/training în Valea Jiului. Acesta are ca obiectiv realocarea, recalificarea şi îmbunătăţirea competenţelor lucrătorilor, educaţia, iniţiativele legate de căutarea unui loc de muncă şi start-up-urile, în dialog cu partenerii sociali. Se va avea în vedere posibilitatea de reconversie inclusiv către sectoare de activitate unde există un deficit masiv al forţei de muncă, precum construcţii sau infrastructură feroviară şi rutieră. Se va urmări obţinerea finanţării prin Fondul de Modernizare din cadrul Mecanismului ETS, Faza 4 (2021 - 2030). De asemenea, la începutul anului 2020, Ministerul Fondurilor Europene a lansat Programul Operaţional Capital Uman, cu un buget de 2 mil. EUR, ce vizează îmbunătăţirea nivelului de competenţe profesionale şi creşterea gradului de ocupare a şomerilor şi persoanelor inactive din Valea Jiului. Valoarea maximă a unui proiect care poate fi depus este 400.000 EUR, fiecare proiect sprijinind cel puţin 100 persoane. Viitoarele proiecte vor fi implementate în localităţile Petroşani, Vulcan, Petrila, Aninoasa, Lupeni şi Uricani. 3.5. Dimensiunea "cercetare, inovare şi competitivitate" i. Politicile şi măsurile referitoare la elementele stabilite la punctul 2.5 Programele pentru încurajarea activităţilor de cercetare/inovare (C-I) coagulate la nivelul Ministerului de resort sunt orientate într-un cadru generalizat, cercetarea fundamentală fiind considerată activitate prioritară pentru orice domeniu, inclusiv cel energetic. Având în vedere constrângerile existente, dezvoltarea acestui sector trebuie instituită pe baza nevoii de prioritizare a proiectelor, realizând astfel optimizarea utilizării infrastructurilor de cercetare existente în România. Politicile şi măsurile avute în vedere de România în domeniu sunt descrise în cele ce urmează, fiind ordonate după interacţiunea cu alte dimensiuni ale Planului: vector principal în impactul trans-sectorial, ca efect secundar al măsurilor din alte dimensiuni, respectiv specifice dimensiunii în cauză. Politici şi măsuri trans-sectoriale 1) C-I dimensiune principală Adoptarea tehnologiilor avansate în sectorul energetic reprezintă principala direcţie de acţiune din perspectiva dimensiunii de cercetare, inovare şi competitivitate. Mai mult, această direcţie are rolul de a sprijini şi iniţia efecte benefice atât pentru modulele de Cercetare-Inovare, cât şi la nivelul celorlalte dimensiuni PNIESC. Din perspectiva decarbonării şi reducerea emisiilor GES, adoptarea noilor tehnologii va fi accelerată prin consolidarea unui cadru legal dedicat activităţilor de cercetare-inovare, majorarea şi diversificarea surselor de finanţare, dezvoltarea resurselor educaţionale pe toate nivelurile, intensificarea proiectelor de cercetare-inovare din cadrul companiilor de stat, precum şi acţiuni tactice pentru iniţiative specifice, precum proiectele pentru promovarea utilizării hidrogenului. Astfel, intensificarea eforturilor organizare pentru cadrul legal privind acordarea facilităţilor fiscale, se va realiza în principal prin consolidarea următoarelor măsuri: ● Deducerea suplimentară a cheltuielilor de cercetare-dezvoltare la calculul de impozit pe profit; ● Scutirea integrală pentru plata impozitului pe profit pe o perioadă de zece ani pentru companiile care desfăşoară exclusiv activităţi de cercetare-dezvoltare; ● Scutire pentru plata impozitului pe profit pentru costurile salariale ale persoanelor incluse în proiecte de Cercetare-Dezvoltare şi Inovare; ● Proiectele privind drepturile de proprietate intelectuală ar necesita configurarea unui cadru legislativ favorabil. Din această perspectivă, pot fi prevăzute măsuri pentru efortul investiţional din faza de cercetare sau pentru perioada de exploatare. Un exemplu de bune practici constă în impozitarea redusă pentru profituri obţinute din exploatarea drepturilor de proprietate intelectuală. ● Selecţia ariilor prioritare şi iniţiativele tactice prezentate în cadrul PNIESC, trebuie complementate de simplificarea procedurilor de achiziţie publică. Având în vedere situaţia existentă şi contextul incipient, acest suport trebuie alocat specificat pentru proiecte ce vizează cercetarea/dezvoltarea sau implementarea proiectelor pilot pentru domeniile vizate de PNIESC. Tot în contextul interacţiunii cu obiectivele de decarbonare, segmente incipiente precum contribuţia combustibililor alternativi, (spre exemplu, hidrogenul), vor putea fi accelerate prin măsuri dedicate prin încurajarea cercetării şi proiectelor demonstrative (dezvoltarea sustenabilă a producţiei de hidrogen din surse regenerabile, pe teritoriul României, în măsura în care este posibil). Astfel, România ar putea oferi sprijin pentru proiectele de cercetare care vizează hidrogenul şi facilita implementarea proiectelor pilot şi demonstrative, care pot contribui în mod semnificativ la realizarea obiectivelor de decarbonare prin promovarea utilizării hidrogenului regenerabil şi cu emisii reduse de carbon. Principalele arii strategice urmărite sunt următoarele: ● Flexibilitatea sistemului energetic. Există o oportunitate semnificativă de a utiliza potenţialul surplus în generarea de energie electrică din surse regenerabile pentru a produce hidrogen prin electroliză; ● Infrastructura de transport a energiei. România poate avea în vedere utilizarea infrastructurii de metan existente pentru transportul şi distribuţia de hidrogen, prin amestecarea hidrogenului în reţeaua publică de gaze naturale pe termen scurt (2025 - 2030) şi mediu (2030 - 2040), precum şi majorarea contribuţiei hidrogenului în reţeaua de transport şi distribuţie pe termen lung (> 2040). De asemenea, România îşi propune realizarea, în perioada 2021 - 2022, a unei analize privind posibilitatea injectării de hidrogen sub formă de gaz de sinteză din SRE (după ce este adus la standard de metan prin reacţia cu CO_2) în sistemele de transport/distribuţie a gazelor naturale. Surplusul de energie electrică din surse regenerabile variabile astfel convertit ar putea fi transportat pe distanţe mari şi/sau stocat. În acest mod, sistemele de transport/distribuţie ar putea fi utilizate la capacitate optimă pentru toată perioada tehnică de viaţă, fără limitarea la durata de extracţie a gazelor din perimetrele interne onshore/offshore. Studierea şi ulterior implementarea acestei alternative ar putea aduce beneficii dezvoltării economice a României, într-un mod consistent cu politicile europene pentru decarbonare, prin creşterea utilizării SRE în consumul final. Interacţiunea naturală a pilonului de C-I cu obiectivele de decarbonare va fi consolidată prin adoptarea tehnologiilor avansate prin iniţiative specifice pentru componentele SRE. Principalele măsuri vor fi următoarele: ● Dezvoltarea centralelor electrice solare - susţinerea noilor iniţiative de cercetare (spre exemplu, proiecte tip start-up pentru creşterea randamentului captării energiei solare în panouri de tip termopan), precum şi acordarea sprijinului pentru comercializarea şi scalarea prototipurilor cu potenţial; ● Dezvoltarea proiectelor privind centralele electrice eoliene - susţinerea centrelor locale de competenţă (spre exemplu, Institutul Naţional de Cercetare Dezvoltare Turbomotoare COMOTI Bucureşti) pentru extinderea colaborării internaţionale, intensificarea parteneriatelor public-privat, realizarea transferului de cunoaştere la agenţii economici; ● Dezvoltarea capacităţilor de stocare, conform elementelor descrise la paragraful aplicabil pentru securitate energetică, vor realiza beneficii suplimentare pentru scalarea soluţiilor SRE la nivelul sistemului energetic, astfel amplificând fenomenul de decarbonare; ● Dezvoltarea cercetării şi dezvoltării tehnologiilor de producţie biocombustibil (de exemplu producţia de biocombustibili avansaţi şi co-procesarea uleiurilor) şi biogaz pe teritoriul României; ● Digitalizarea sistemului energetic, prin realizarea proiectelor de tip Smart Grid şi susţinerea iniţiativelor Transelectrica/operatorilor de distribuţie. De asemenea, adoptarea tehnologiilor avansate va reprezenta elementul principal de legătură pentru interacţiunea cu obiectivele din cadrul dimensiunii referitoare la Eficienţa Energetică. Astfel, pentru scalarea efectelor benefice, implementarea soluţiilor de stocare va fi complementată de implementarea extinsă a contoarelor inteligente, cu scopul de a optimiza consumul de energie (detaliile privind măsurile şi politicile, în secţiunea 3.2). Implementarea acestor tehnologii avansate necesită consolidarea unui ecosistem vertical pe lanţul valoric. Astfel, un alt element esenţial pentru îndeplinirea obiectivelor aferente decarbonării constă în stimularea investiţiilor în dezvoltarea industriei producătoare de echipamente pentru SRE şi electromobilitate. Contribuţia politicilor aferente acestui factor cheie va fi reflectată în impactul pozitiv asupra ţintelor de decarbonare SRE şi SRE-T, prin politicile descrise la secţiunea 3.1, cu suport prin următoarele acţiuni complementare: ● Susţinerea cercetării ştiinţifice pentru tranziţia energetică - tehnologiile SRE, de eficienţă energetică şi ale electromobilităţii - prin extinderea parteneriatelor cu operatorii privaţi, nu doar din sectorul energetic, extinderea proiectelor tip 'România Digitală', participarea activă la iniţiativele existente la nivel European; ● Adoptarea de măsuri de sprijin care cuprind cercetarea, stabilirea unor standarde comune şi dezvoltarea infrastructurii necesare autovehiculelor electrice şi hibride. Din perspectiva Pieţei Interne, iniţiativele de Cercetare-Inovare vor fi sprijinite, în principal prin intensificarea parteneriatelor public-privat, pentru a realiza adoptarea graduală a tehnologiilor cu funcţionalitate şi beneficii dovedite din zone precum Internet of Things, stocare descentralizată, blockchain şi aplicaţii inteligente. 2) C-I dimensiune secundară Cu un rol de suport, integrarea iniţiativelor C-I este reflectată astfel: Decarbonare - reducerea emisiilor GES ● Consolidarea operaţională, pentru respectarea legislaţiei de mediu şi aplicarea celor mai bune practici internaţionale de protecţie a mediului de către companiile din sectorul energetic, în activităţile şi proiectele curente; ● Introducerea unor stimulente economice cu impact puternic, prin instrumente de preţ, pentru un sistem de transport ecologic; ● Sprijinirea investiţiilor pentru modernizarea fermelor; ● Promovarea unor măsuri de dezvoltare mai compacte, cu utilitate combinată, orientate pe activităţile de transit, ca modalitate de reducere a distanţelor parcurse de autovehicule, de dezvoltare a infrastructurii şi reducere a costurilor de întreţinere. Decarbonare - specific pentru sectorul industrial, prin implementarea celor mai bune tehnologii disponibile (BAT), în vederea reducerii emisiilor de gaze cu efect de seră şi creşterea eficienţei energetice în sectorul industrial. În principal, vor fi urmărite atragerea unor noi surse de finanţare, precum şi implementarea tehnologiilor modern tip hidrogen în procesele industrial. Măsurile sunt descrise la secţiunea 3.1. Securitate energetică ● Flexibilitatea sistemului energetic, prin încurajarea dezvoltării capacităţilor de stocare - măsuri şi politici descrise la Dimensiunea 'Securitate Energetică'; - Se vor consolida eforturile de atragere a surselor de finanţare de tip Horizon Europe sau Mecanismelor ETS - Fondul de Inovare, specifice pentru stocarea energiei în reţeaua electrică sau mobilitatea cu emisii reduse de carbon. Totodată, se va urmări participarea activă în cadrul Alianţei Europene pentru Baterii pentru centrele de cercetare locale cu profil de activitate corespunzător (spre exemplu, centrele de cercetare pentru tehnologii criogenice şi izotopice şi cele pentru sisteme alternative de propulsie). Pe termen scurt, statul român va crea condiţiile de reglementare pentru scalarea proiectelor existente pe plan local (două obiective în zona Constanţa), realizate cu suportul operatorilor privaţi şi includerea acestei teme în priorităţile strategice de cercetare-inovare; ● Suplimentar, prin dezvoltarea de capacităţi şi mecanisme de integrare a SRE intermitente în SEN, în sisteme de acumulatori electrici, inclusiv mici capacităţi de stocare la locaţia prosumatorului. Alte politici/măsuri specifice dimensiunii Măsurile suplimentare, specifice pentru dimensiunea de cercetare, inovare şi competitivitate în sectorul energetic, în afara interacţiunilor descrise anterior sunt prezentate în cele ce urmează: ● Susţinerea educaţiei şi promovarea cercetării ştiinţifice, securitate şi sănătate în muncă - Dezvoltarea învăţământului superior în domeniul energiei şi armonizarea sa cu nevoile sectorului energetic. Parteneriate cu industria energetică pentru educaţie şi formare profesională, încurajând egalitatea de gen; – Susţinerea învăţământului mediu profesional în domeniul energiei, încurajând egalitatea de gen; – Susţinerea activităţii de cercetare ştiinţifică în domeniul energiei - atât fundamentală, cât şi aplicată; dezvoltarea de parteneriate cu industria energetică; – Dezvoltarea capacităţii de atragere a surselor de finanţare europene şi internaţionale pentru cercetare ştiinţifică, prin participarea în consorţii internaţionale a institutelor de cercetare - dezvoltare - inovare; – Programe de formare continuă pentru specialiştii din administraţie ai sectorului energetic; – Instruire continuă pentru prevenirea riscurilor profesionale, protecţia sănătăţii şi securitatea lucrătorilor, eliminarea factorilor de risc şi accidentare; – Creşterea numărului şi calităţii resurselor umane din activităţile de C-D din domeniile prioritare, prin stimularea tinerelor echipe independente, burse pentru cercetători debutanţi, proiecte de mobilitate internaţională şi proiecte de reintegrare a cercetătorilor din diaspora; – Valorificarea nivelului ridicat de specializare atins în cercetarea din domeniul nuclear, prin dezvoltarea tehnologiilor pentru reactoarele modulare de tip SMR, pentru reactori avansaţi de generaţie IV şi realizarea infrastructurii aferente pentru reactoarele modulare de tip SMR şi reactorii rapizi răciţi cu plumb, în parteneriat European şi internaţional; – Dezvoltarea conceptuală, construcţia şi operarea infrastructurilor de cercetare descrise în foaia naţională de parcurs, urmărind alinierea cu infrastructurile ESFRI şi planul SET (de exemplu, ALFRED sau CCAP), prin asigurarea fondurilor pentru investiţii şi susţinerea dezvoltării resurselor umane; – Pregătirea specialiştilor conform noilor cerinţe ale domeniului; – Dezvoltarea unor parteneriate de cercetare pentru îmbunătăţirea calităţii vieţii; – Stimularea activităţii de cercetare, dezvoltare şi inovare în sectorul transporturilor; – Crearea de noi locuri de muncă, calificări profesionale şi oportunităţi pentru IMM-uri în sectorul transporturilor şi a eficienţei energetice. Adiţional, Strategia Naţională de cercetare, dezvoltare şi inovare pentru perioada 2014 - 2020 cuprinde măsuri generale, care se pot aplica şi în sectorul energetic. Acolo, domeniul energiei este abordat în principal din perspectiva măsurilor pentru încurajarea specializării inteligente. Acestea se manifestă prin continuarea valorificării nivelului ridicat atins în cercetarea din domeniul nuclear prin dezvoltarea tehnologiilor pentru reactori avansaţi de generaţie IV şi realizarea infrastructurilor de cercetare pentru reactorii rapizi răciţi cu plumb, în parteneriat european şi internaţional. De asemenea, se urmăreşte valorificarea superioară a combustibililor fosili, diversificarea surselor naţionale, transport multifuncţional (smart grids), mărirea eficienţei energetice la consumator şi scalarea conceptului de oraş inteligent. România îşi propune să înregistreze un progres tangibil în realizarea proiectelor descrise în foaia de parcurs naţională, prin finanţarea etapizată a infrastructurilor de cercetare şi a costurilor de întreţinere şi operare existente, construcţia unor infrastructuri noi care să răspundă unor nevoi specifice şi ducerea la bun sfârşit a angajamentelor Europene asumate anterior. Proiectele pentru dezvoltarea infrastructurii de cercetare în domeniul energiei sunt menţionate în secţiunea 4.6. ii. Dacă este cazul, cooperarea cu alte state membre în acest domeniu, inclusiv, după caz, informaţii privind modul în care obiectivele şi politicile Planului SET sunt transpuse în context naţional Cooperarea cu alte state este descrisă în funcţie de aplicabilitate, din perspectiva proiectelor aflate pe foaia de parcurs - secţiunea 4.6.i. iii. Dacă este cazul, măsurile de finanţare în acest domeniu la nivel naţional, inclusiv sprijinul acordat de Uniune şi utilizarea fondurilor Uniunii România trebuie să valorifice oportunitatea majoră reprezentată de noul program Horizon Europe, care în perioada 2021 - 2027 va mobiliza fonduri de peste 100 miliarde EUR pentru cercetare şi inovaţie (dintre care 2,4 miliarde EUR pentru programul Euroatom). Horizon Europe se va desfăşura în continuarea programului Horizon 2020, care a finanţat peste 18.000 de proiecte cu peste 31 miliarde EUR, astfel reprezentând cel mai ambiţios program de inovare până în prezent*54). *54) Sursă Comisia Europeană, Buget UE pentru Cercetare - Inovare, accesibil la: https://ec.europa.eu/commission/sites/beta-political/files/budget-proposals-research-innovation- may2018_en.pdf România îşi propune să identifice soluţiile ce pot fi implementate în Horizon Europe astfel încât să permită echilibrarea capacităţilor în domeniul CDI. De asemenea, elementele care au constituit pentru România priorităţi ale actualului Program Cadru Orizont 2020, cum ar fi extinderea participării, simplificarea procedurilor sau o politică salarială nediscriminatorie pentru toţi participanţii la FP9, ar trebui continuate şi în noul Program Cadru. Din perspectiva unor noi surse de finanţare, se va evalua oportunitatea de alocare a unui procent din profitul companiilor publice către proiecte de Cercetare-Inovare. Pentru a finanţa proiectele în domeniul cercetării, inovării şi competitivităţii, se vor avea în vedere şi sursele de finanţare detaliate la punctul 5.3.1. B. Baza analitică*55) *55) A se vedea partea 2 pentru o listă detaliată a parametrilor şi a variabilelor care trebuie raportate în secţiunea B a planului. 4. Situaţia actuală şi previziuni în contextul politicilor şi măsurilor existente 4.1. Evoluţia previzionată a principalilor factori exogeni care influenţează sistemul energetic şi evoluţiile emisiilor de GES i. Prognoze macroeconomice (PIB şi creşterea populaţiei) Prognoza realizată în 2016 cu privire la traiectoria creşterii economice în România în perioada 2020 - 2030 este prezentată în tabelul următor: Tabel 21 - Evoluţia creşterii economice a României în contextul politicilor existente
┌────────────────────┬────────┬────────┐
│Indicator │2020 - │2025 - │
│ │2025 │2030 │
├────────────────────┼────────┼────────┤
│Creştere economică │2,7% │2,0% │
│anuală (%) │ │ │
└────────────────────┴────────┴────────┘
Sursă: Scenariu PRIMES 2016, elaborat pentru Ministerul Energiei*56) *56) Toate referinţele cu privire la PRIMES ca sursă în ceea ce priveşte prezentare prognozelor în condiţiile măsurilor şi politicilor actuale se referă la Scenariul de Referinţă 2016 ("RM: Reference Scenario"), elaborat pentru Ministerul Energiei în 2016. Această evoluţie a fost preconizată în contextul politicilor şi măsurilor existente la momentul elaborării acesteia. La momentul actual, măsuri adiţionale sunt preconizate a fi implementate astfel încât să accelereze dezvoltarea economică. În ceea ce priveşte evoluţia populaţiei, se aşteaptă o scădere de peste 12% în perioada 2015 - 2035, populaţia ajungând la aproximativ 17,4 milioane persoane la nivelul anului 2035, conform modelării PRIMES efectuată pentru Ministerul Energiei în anul 2016 în cadrul scenariului de referinţă (scenariul în contextul politicilor şi măsurilor actuale). Grafic 13 - Evoluţia populaţiei României în perioada 2015 - 2035 (a se vedea imaginea asociată) Sursă: Scenariu PRIMES 2016, elaborat pentru Ministerul Energiei ii. Modificări sectoriale care sunt preconizate să aibă un impact asupra sistemului energetic şi a emisiilor de GES Ministerul Mediului, Apelor şi Pădurilor a prezentat în cadrul "Strategiei naţionale privind schimbările climatice şi creşterea economică bazată pe emisiile reduse de carbon pentru perioada 2016 - 2030" evoluţiile sectoarelor ce contribuie în cea mai mare măsură la emisiile de GES. Acestea sunt: 1. Energia 2. Transportul 3. Industria 4. Agricultura şi dezvoltarea rurală 5. Dezvoltarea urbană 6. Gestionarea deşeurilor 7. Sectorul apă şi resursa de apă 8. Silvicultura 1. Energia La momentul actual, sectorul energetic contribuie cel mai mult la emisiile de carbon în România. Emisiile de GES din acest sector reprezintă aproximativ 55% din totalul emisiilor (exclusiv LULUCF), exclusiv sectorul transporturilor, la nivelul anului 2016. Modificările sectoriale sunt preconizate în contextul situaţiei actuale şi a previziunilor cu privire la principalii indicatori energetici. Astfel, necesarul de dezvoltare a acestui sector presupune în primul rând tranziţia spre funcţionarea pe gaze şi retehnologizarea reţelelor de distribuţie a energiei electrice, întrucât multe dintre acestea sunt foarte vechi. Dezvoltarea/modernizarea centralelor pe bază de gaze naturale este necesară şi în contextul în care energia eoliană şi solară reprezintă o sursă variabilă şi nu asigură acoperirea cererii de energie, astfel încât acestea nu pot fi luate în calcul ca unice surse de producţie a energiei electrice, mai ales în situaţii meteo extreme. De asemenea, MDRAP (actualmente MLPDA) are în derulare programul "Termoficare" ce vizează sistemele de alimentare centralizată cu energie termică a localităţilor. Rezultatele acestui program s-au concretizat, printre altele, în îmbunătăţirea eficienţei energetice prin eficientizarea producţiei, transportului şi distribuţiei de energie termică. Pentru perioada viitoare, dezvoltarea sectorului energetic va viza următoarele aspecte: ● Adoptarea unor măsuri pentru îmbunătăţirea eficienţei energetice şi implicit reducerea cererii de energie; ● Realizarea unor investiţii considerabile în producţia şi distribuţia de energie electrică pentru a satisface cererea, în special în contextul apariţiei unor cerinţe din ce în ce mai stricte cu privire la reducerea emisiilor de GES. În acest sens, strategia naţională privind schimbările climatice şi creşterea economică bazată pe emisii reduse de carbon pentru perioada 2016 - 2030, prevede obiectivele strategice din acest sector pentru reducerea emisiilor de GES: a) Reducerea intensităţii emisiilor CO_2 aferente activităţilor energetice; îndeplinirea acestui obiectiv presupune investiţii în următoarele scopuri: - Aprovizionarea cu energie din resurse regenerabile; – Întărirea infrastructurii de transport, distribuţie şi stocare a energiei. b) Creşterea eficienţei energetice la nivelul utilizatorilor finali, în special în clădiri rezidenţiale şi în sectoarele industriale; pentru a asigura îndeplinirea acestui obiectiv, sunt necesare următoarele: - Implementarea unor programe naţionale pentru sprijinirea pe scară largă a reabilitării termice a clădirilor; – Implementarea unui sistem de tarifare în sistemul de încălzire centralizată care să reflecte costul de producţie al gazelor naturale şi al energiei termice. c) Asigurarea accesibilităţii la energie a grupurilor vulnerabile din punct de vedere economic; în contextul implementării unui sistem de tarifare ce reflectă costul de producţie al diferitelor surse energetice, este necesar a fi avut în vedere acordarea unui sprijin financiar astfel încât să asigure accesibilitatea grupurilor de consumatori vulnerabili la energie. 2. Transportul Industria transporturilor, deşi nu reprezintă principalul sector în ceea ce priveşte ponderea în total emisii GES din România, prezintă o evoluţie în creştere în ultimii ani (creştere de 29,3% conform EEA în perioada 1990 - 2015), cauzată de creşterea transportului rutier. Transportul rutier reprezintă, de altfel, principala sursă de emisii GES din sectorul transporturilor la nivel naţional şi european. De asemenea, în România, numărul proprietarilor de autoturisme este încă redus raportat la media UE (261 vehicule/1.000 locuitori la nivelul anului 2015 în România, comparativ cu media UE de 476 vehicule/1.000 locuitori*57). În acest sens, se aşteaptă ca pe viitor numărul de autoturisme să crească în România, astfel încât acest indicator să tindă către media UE. *57) Sursa: Eurostat, indicator: road_eqs_carhab. Această creştere aşteptată a transportului rutier, împreună cu tendinţa de scădere a numărului de călători din transportul feroviar pe fondul degradării infrastructurii româneşti, ar conduce la o creştere a emisiilor GES pe termen mediu şi lung. Astfel, sunt necesare măsuri de contrabalansare a acestui efect, astfel încât ritmul de creştere al emisiilor GES din sectorul transporturilor să fie mai lent decât cel al economiei. Acest lucru poate fi realizat prin reducerea cererii de autoturisme sau prin încurajarea utilizării alternativelor de transport cu emisii scăzute. Deşi tehnologia a evoluat şi va evolua considerabil în viitor, ajutând la încetinirea creşterii emisiilor, acest lucru nu este suficient, ci sunt necesare măsuri adiţionale de încurajare a schimbării comportamentului de transport şi a opţiunilor oamenilor. Pentru a asigura reducerea emisiilor GES din acest sector, strategia naţională privind schimbările climatice şi creşterea economică bazată pe emisii reduse de carbon pentru perioada 2016-2030 prevede următoarele obiective strategice: a) Utilizarea unor instrumente de preţ menite să ofere stimulente pentru asigurarea unui transport ecologic. Acest obiectiv se poate realiza prin încurajarea achiziţionării de autovehicule ecologice, utilizării de combustibili ecologici şi reducerii utilizării de autovehicule. Instrumente specifice deja implementate pentru realizarea acestor obiective, sunt reprezentate de: - Scutirea de la plata accizelor pentru utilizarea biocarburanţilor obţinuţi din biomasă (şi neamestecaţi cu carburanţi tradiţionali); – Aplicarea unor reduceri de impozite pentru autovehiculele ecologice (ex. autovehicule pe bază de hidrogen, metan, electrice etc.); – Stabilirea unor tarife de parcare pentru descurajarea utilizării autovehiculelor. b) Creşterea eficienţei transportului urban; pentru îndeplinirea acestui obiectiv sunt necesare: - Implementarea unor planuri de mobilitate urbanistică sustenabile (PMUS) - ex. investiţii în infrastructura pentru biciclete şi pietoni, dezvoltarea reţelelor de metrou etc.; – Gestionarea în mod eficient a cererii; c) Inversarea tendinţei de reducere a transportului feroviar şi includerea proiectelor de dezvoltare de terminale intermodale - restructurare şi modernizare a sistemului feroviar. 3. Industria În România emisiile GES cauzate de procesele industriale sunt relativ crescute, chiar dacă acestea au înregistrat o scădere cu 64% în perioada 1989 - 2011 datorată scăderii activităţii industriale după perioada comunistă. Astfel, în acest sector există potenţial de îmbunătăţire a eficienţei energetice prin: reducerea emisiilor poluante, reutilizarea şi reciclarea materialelor de producţie, promovarea utilizării tehnologiilor curate, etc. Pentru a asigura creşterea eficienţei energetice şi reducerea emisiilor GES din acest sector, strategia naţională privind schimbările climatice şi creşterea economică bazată pe emisii reduse de carbon pentru perioada 2016 - 2030 prevede următoarele obiective strategice: a) Reducerea intensităţii emisiilor de carbon din industrie - în special în industriile grele: siderurgică, metalelor neferoase, produselor minerale, produselor chimice, prin retehnologizare. b) Implementarea celor mai bune tehnici disponibile din perspectiva emisiilor GES - adoptarea tehnicilor puse în aplicare în UE. c) Exploatarea abordărilor voluntare, tranzacţionarea emisiilor şi taxelor aferente - acorduri voluntare pentru îmbunătăţirea proceselor industriale, implementarea unor scheme de comercializare a emisiilor, etc. 4. Agricultura şi dezvoltarea rurală În acest sector, emisiile GES în România au înregistrat o tendinţă de scădere (până în anul 2016). Deşi contribuţia sectorului la totalul emisiilor GES este de aproximativ 16%, acesta nu este intensiv, majoritatea emisiilor fiind cauzate de utilizarea energiei din acest sector. Tendinţele pe viitor din acest sector presupun creşterea productivităţii agricole şi scăderii numărului de ferme mici prin unificarea acestora, ceea ce ar putea influenţa nivelul emisiilor GES. Menţinerea unui nivel redus de emisii de GES generate de sectorul agricol reprezintă unul dintre obiectivele acestui sector. Pentru îndeplinirea acestui obiectiv, în Strategia naţională privind schimbările climatice şi creşterea economică bazată pe emisii reduse de carbon pentru perioada 2016 - 2030, sunt menţionate următoarele obiective specifice: a) Promovarea transferului de cunoştinţe şi a serviciilor de consultanţă cu privire la aspectele privind schimbările climatice în rândul fermierilor: - Oferirea de astfel de servicii pentru fermieri pentru a-şi însuşi cunoştinţe legate de modalităţi de reducere a concentraţiei de GES din atmosferă generate de desfăşurarea activităţilor cheie (creşterea animalelor şi utilizarea îngrăşămintelor); – Promovarea de tehnologii şi practici pentru sechestrarea carbonului, anvelopare a clădirilor, utilizarea de energie din surse regenerabile. b) Sprijinirea investiţiilor pentru modernizarea fermelor; acest obiectiv poate fi realizat prin: - Încurajarea investiţiilor pentru crearea de facilităţi şi achiziţia de echipamente performante pentru depozitarea şi utilizarea gunoiului de grajd; – Încurajarea investiţiilor pentru creşterea eficienţei energetice a clădirilor fermelor; – Încurajarea producţiei şi utilizării de energie din surse regenerabile (la scară mică). c) Promovarea bunelor practici agricole: - Evitarea utilizării utilajelor mecanizate; – Interzicerea/limitarea aplicării îngrăşămintelor chimice şi organice; – Reducerea numărului de animale pe suprafeţe de pajişti; – Utilizarea unor culturi cu capacitatea ridicată de a fixa azotul în sol; – Încurajarea agriculturii ecologice. d) Promovarea sechestrării carbonului în agricultură: - Încorporarea masei vegetale în sol pe terenurile agricole unde se înfiinţează culturi verzi. 5. Dezvoltarea urbană În România, mai multe autorităţi locale şi-au arătat interesul pentru a lua măsuri cu privire la reducerea emisiilor GES. Mai multe primării au ales să participe la programul UE "Convenţia Primăriilor", program ce încurajează producţia şi utilizarea energiei sustenabile. Planurile dezvoltate au în vedere în principal îmbunătăţirea eficienţei energetice a clădirilor şi identificarea soluţiilor pentru îmbunătăţirea sistemului local de transport. Tendinţele din acest sector prevăd o suburbanizare a populaţiei prin scăderea densităţii populaţiei, în ciuda creşterii suprafeţei construite. Acest lucru duce la creşterea numărului de kilometri parcurşi de autovehicule, a cererii pentru utilităţi (alimentare cu apă, energie etc.) precum şi pentru infrastructura stradală. Această tendinţă poate determina o creştere a emisiilor GES. Pentru a contracara acest efect şi a asigura reducerea emisiilor GES din acest sector, strategia naţională privind schimbările climatice şi creşterea economică bazată pe emisii reduse de carbon pentru perioada 2016 - 2030 prevede următoarele obiective strategice: a) Promovarea unor măsuri de dezvoltare mai compacte, cu o utilitate combinată, orientate pe activităţile de tranzit, ca modalitate de reducere a distanţelor parcurse de autovehicule, de dezvoltare a infrastructurii şi de reducere a costurilor de întreţinere: - Adoptarea unor politici de management al terenurilor; – Oferirea de stimulente pentru dezvoltarea zonelor părăsite; – Limitarea dimensiunii maxime de teren alocat; – Creşterea gradului de dezvoltare permis pe o anumită parcelă. b) Promovarea îmbunătăţirii nivelului de eficienţă energetică în clădiri şi în sistemele majore de infrastructură urbană: - Aplicarea unor stimulente economice pentru reabilitarea clădirilor existente; – Încurajarea achiziţionării de locuinţe în clădiri construite recent ce sunt mai eficiente din punct de vedere energetic; – Creşterea eficienţei în sistemele de încălzire centralizată; – Modernizarea sistemelor de alimentare cu apă, apă menajeră şi colectarea deşeurilor solide. 6. Gestionarea deşeurilor La momentul actual, în România, emisiile de GES din deşeuri provin din faptul că, la nivel naţional, managementul deşeurilor se bazează pe depozitarea acestora, descompunerea deşeurilor organice producând metan. De asemenea, rata de colectare a deşeurilor în România este redusă. În acest sens, sunt necesare măsuri pentru încurajarea unui gestionări eficiente a deşeurilor, astfel încât să contribuie la reducerea emisiilor GES. Pentru a asigura creşterea eficienţei energetice şi reducerea emisiilor GES din acest sector, strategia naţională privind schimbările climatice şi creşterea economică bazată pe emisii reduse de carbon pentru perioada 2016 - 2030 prevede următoarele obiective strategice: a) Promovarea prevenirii generării deşeurilor: - Generarea unei cantităţi mai mici de deşeuri prin: () Creşterea gradului de conştientizare a efectelor deşeurilor; () Încurajarea producţiei ecologice; () Încurajarea schimbării comportamentului consumatorilor; () Acordarea de stimulente financiare pentru scăderea volumului de deşeuri efectuat. b) Creşterea gradului de reutilizare sau reciclare a materialelor incluse în fluxul de deşeuri, reducerea volumului de material ce trebuie gestionat drept deşeuri prin promovarea proceselor de simbioză industrială şi aplicarea conceptului de eficienţă a resurselor în gestionarea durabilă a deşeurilor: - Dezvoltarea facilităţilor de depozitare şi colectare; – Implementarea unor programe de depundere/răscumpărare. c) Colectarea separată a deşeurilor biodegradabile şi compostarea lor: - Colectarea selectivă a deşeurilor. d) Producerea energiei din deşeuri - co-incinerare. 7. Sectorul apă şi resursa de apă Măsurile pentru reducerea emisiilor GES din acest sector trebuie să aibă în vedere contextul actual. Astfel, deşi în acest sector operaţiunile de alimentare cu apă şi de epurare a apelor uzate generează cantităţi semnificative de emisii GES, reducerea acestora trebuie făcută în contextul, de exemplu, al necesităţii soluţionării lipsei de apă din agricultură. În acest sens, strategia naţională privind schimbările climatice şi creşterea economică bazată pe emisii reduse de carbon pentru perioada 2016 - 2030 prevede următoarele obiective strategice pentru reducerea emisiilor GES: a) Reducerea de GES din sectorul alimentării cu apă şi al epurării apelor uzate, în contextul necesităţii de extindere a disponibilităţii serviciilor de alimentare cu apă şi canalizare: - Asigurarea captării metanului; – Utilizarea sistemelor de pompare şi suflare eficiente energetic. b) Creşterea eficienţei energetice a pompelor la sistemele mari de alimentare cu apă. 8. Silvicultura Principala activitate din acest sector ce determină reducerea GES este reprezentată de împădurire. România are un potenţial ridicat din punct de vedere al terenurilor corespunzătoare pentru împădurire din punct de vedere tehnic, în principal în zona sudică a ţării. În vederea reducerii schimbărilor climatice şi a reducerii emisiilor GES prin intermediul acestui sector, strategia naţională privind schimbările climatice şi creşterea economică bazată pe emisii reduse de carbon pentru perioada 2016 - 2030 prevede următoarele obiective strategice: a) Gestionarea pădurilor existente pentru stocarea carbonului în contextul unei administrări forestiere durabile: - Arborete regenerate natural; – Combaterea dăunătorilor; – Prevenirea degradării pădurilor; – Creşterea accesibilităţii fondului forestier. Acest lucru poate fi realizat prin implementarea unor măsuri pentru: - Adaptarea normelor tehnice silvice la cerinţele gestionării schimbărilor climatice, pe baza cercetărilor derulate în acest scop; – Programe de finanţare în acest sens. b) Extinderea suprafeţelor împădurite: - Împădurirea terenurilor degradate, inapte pentru culturile agricole; – Realizarea de perdele forestiere. c) Încurajarea gospodăririi durabile a pădurilor aflate în proprietate privată: - Furnizarea de îndrumare pentru managementul durabil al pădurilor; – Simplificarea cerinţelor privind administrarea pădurilor; – Furnizarea de sprijin tehnic pentru introducerea de tehnologii inovatoare în domeniul gestionării pădurilor, al recoltării de masă lemnoasă; – Acordarea plăţilor compensatorii proprietarilor de pădure pentru pierderile de venituri din cauza restricţiilor de exploatare a pădurilor care sunt incluse în arii protejate sau care îndeplinesc diverse funcţii de protecţie; – Îmbunătăţirea şi extinderea accesibilităţii fondului forestier. d) Materializarea oportunităţilor pentru gestionarea stocului de carbon în pădurile din zone protejate. iii. Tendinţele energetice globale, preţurile combustibililor fosili la nivel internaţional, preţul dioxidului de carbon în cadrul EU ETS Evoluţia preconizată a preţurilor de import pentru combustibili fosili la nivel internaţional este prezentată în graficul următor: Grafic 14 - Evoluţia preconizată a preţurilor combustibililor fosili la nivel internaţional (a se vedea imaginea asociată) Sursă: Scenariu PRIMES 2016, elaborat pentru Ministerul Energiei În acest grafic de observă faptul că se aşteaptă o creştere a preţului pentru toate tipurile de combustibili fosili, cea mai mare creştere fiind preconizată în cazul petrolului. Proiecţia cu privire la preţul carbonului EU ETS a fost realizată conform modelului PRIMES, fiind asemănătoare cu proiecţiile Comisiei Europene. Grafic 15 - Evoluţia preţului carbonului EU ETS (a se vedea imaginea asociată) Sursă: Scenariu PRIMES 2016, elaborat pentru Ministerul Energiei Totuşi, în cazul preţului carbonului, această evoluţie a fost infirmată de situaţia prezentă, preţul certificatelor de CO_2 depăşind cu mult, la acest moment, valoarea prognozată. iv. Evoluţii ale costului tehnologiilor Costul tehnologiilor se aşteaptă a avea modificări semnificative în principiu în ceea ce priveşte energia regenerabilă, unde sunt aşteptate scăderi datorate de dezvoltarea acestor tehnologii. Principalele evoluţii ale costurilor principalelor tehnologii sunt prezentare în cele ce urmează: () Energia solară - dezvoltarea tehnologiilor în cadrul acestei resurse va determina o scădere a costurilor de producţie a energiei produse din aceasta; () Energia eoliană onshore - costurile sunt influenţate de evoluţia preţului metalului; tendinţa costului cu această tehnologie este, de asemenea, de scădere; () Energia eoliană offshore - costurile cu această tehnologie sunt încă destul de ridicate; pe termen lung se aşteaptă scăderi ale costurilor acestei tehnologii (în jurul anului 2030); () Costuri de producere a energiei electrice din biomasă - costurile sunt relativ crescute din cauza restricţiilor de mediu şi a eficienţei acestei tehnologii; evoluţia acestor costuri depinde foarte mult de evoluţia preţului materiei prime; () Energia nucleară - costurile implementării proiectelor nucleare sunt în creştere, ca urmare a necesităţii de aplicare a unor sisteme şi proceduri de securitate. Figura 4 - Evoluţia preconizată a costurilor principalelor tehnologii - selecţie (a se vedea imaginea asociată) Notă: Costurile cu investiţiile de tip "greenfield" exclud cheltuielile financiare de pe parcursul perioadei de construcţie. Sursă: Studiu "Technology pathways to Decarbonisation scenarios" (2018), E3Modelling 4.2. Dimensiunea "Decarbonare" 4.2.1. Emisii şi absorbţii de GES i. Tendinţe în ceea ce priveşte emisiile şi absorbţiile actuale de GES în sectoarele EU ETS, al partajării eforturilor şi al LULUCF şi în diferite sectoare energetice În România tendinţa de evoluţie a emisiilor de gaze cu efect de seră (exclusiv LULUCF) este una descrescătoare, cea mai mare reducere fiind înregistrată la nivelul anului 1991, de aproximativ 19% comparativ cu 1990. Acest lucru s-a datorat în principiu scăderii activităţii industriale, unde s-a înregistrat o scădere de 27% în acelaşi an. În anul 2017 emisiile GES au înregistrat valoarea de 92 milioane tone echivalent CO_2, în scădere cu 60% (inclusiv LULUCF) comparativ cu emisiile înregistrate în anul 1990 (229 Mt eq. CO_2) şi de 54% exclusiv LULUCF. În prezent, România contribuie la total emisii GES de la nivelul Uniunii Europene cu aproximativ 2,5% din total emisii exclusiv LULUCF, pondere în scădere comparativ cu 1990 unde contribuţia era de peste 4%*58). *58) Conform datelor pentru emisiile din Uniunea Europeană de la Eurostat, indicator env_ac_io10. Grafic 16 - Evoluţia emisiilor de gaze cu efect de seră între 1990 şi 2017 (a se vedea imaginea asociată) Sursă: Ministerul Mediului, Apelor şi Pădurilor, Inventarul Naţional de Emisii de Gaze cu Efect de Seră, 2018 Cea mai mare pondere a acestor emisii este reprezentată de emisiile cauzate de sectorul energetic. Chiar dacă, şi în cazul acestui sector, a fost înregistrată o reducere semnificativă, acesta a fost inferioară reducerii emisiilor totale de GES pe perioada 1990 - 2017, astfel încât în prezent acest sector (ce include şi sectorul transporturilor) este responsabil de 82% din totalul emisiilor GES inclusiv LULUCF şi 66% din totalul emisiilor exclusiv LULUCF. De asemenea, reducerea emisiilor GES a fost cauzată şi de o creştere a reducerii de emisii cauzată de LULUCF. Grafic 17 - Evoluţia structurii emisiilor GES, pe fiecare sector, între 1990 şi 2017, inclusiv LULUCF (a se vedea imaginea asociată) Sursă: Ministerul Mediului, Apelor şi Pădurilor, Inventarul Naţional de Emisii de Gaze cu Efect de Seră, 2018 În ceea ce priveşte emisiile la nivelul anului 2017 exclusiv LULUCF, sectorul energetic cauzează 66% din total emisii la nivelul anului 2017, industria energetică reprezentând sursa principală (33% din total emisii cauzate de întreg sectorul energetic, un sfert din total emisii GES înregistrate în 2017), fiind urmat de agricultură (17%) şi producţie industrială (12%). Grafic 18 - Structura emisiilor GES pe fiecare sector în 2017, EXCLUSIV LULUCF (a se vedea imaginea asociată) Sursă: Ministerul Mediului, Apelor şi Pădurilor, Inventarul Naţional de Emisii de Gaze cu Efect de Seră, 2018 Structura emisiilor GES din punct de vedere al tipurilor de poluanţi este prezentată în graficul următor. Aceasta a fost realizată la nivelul anului 2017, luând în calcul total emisii exclusiv LULUCF. Astfel, se observă că marea majoritate (65,9%) a emisiilor GES este reprezentată de emisiile de CO_2, fiind urmată de emisiile CH_4 cu 25,2% din total emisii, în timp ce emisiile SF_6 şi PFC_s reprezintă mai puţin de 1% din totalul emisiilor. Grafic 19 - Structura emisiilor GES (exclusiv LULUCF) la nivelul anului 2017 pe tipuri de poluanţi (a se vedea imaginea asociată) Sursă: Ministerul Mediului, Apelor şi Pădurilor, Inventarul Naţional de Emisii de Gaze cu Efect de Seră, 2018 ii. Previziuni referitoare la evoluţiile sectoriale în contextul politicilor şi măsurilor naţionale şi ale Uniunii existente, cel puţin până în 2040 (inclusiv pentru anul 2030) În condiţiile măsurilor existente, evoluţia emisiilor GES (exclusiv LULUCF) este preconizată în graficul următor. În acest context, tendinţa de reducere a emisiilor înregistrată istoric s-ar menţine şi pe viitor, ajungând la o reducere a emisiilor de 49% în 2030 comparativ cu 1990, scădere ce se aşteaptă a continua şi după acest an de referinţă. Grafic 20 - Evoluţia preconizată a emisiilor GES (exclusiv LULUCF) în contextul măsurilor actuale (a se vedea imaginea asociată) Sursă: Ministerul Mediului, Apelor şi Pădurilor, Raportarea României în conformitate cu Regulamentul UE 749/2014 Urmând tendinţa istorică, sursa principală a reducerii de emisii GES (exclusiv LULUCF) va fi reprezentată de reducerea în sectorul ETS. În ceea ce priveşte sectorul non-ETS, se aşteaptă a se înregistra o creştere de aproximativ 3% până în anul 2030, comparativ cu emisiile înregistrate în 2005. Emisiile totale de GES (exclusiv LULUCF) ar putea ajunge la 126 Mt echivalent CO_2, ceea ce ar însemna o reducere a emisiilor comparativ cu anul 2005 de 15% şi raportat la anul 1990 de aproximativ 49%. Grafic 21 - Evoluţia preconizată a emisiilor GES (exclusiv LULUCF) în contextul măsurilor actuale, inclusiv cu împărţirea pe sectoare ETS şi non-ETS (a se vedea imaginea asociată) Sursă: Ministerul Mediului, Apelor şi Pădurilor, Raportarea României în conformitate cu Regulamentul UE 749/2014 Conform graficului de mai jos, se poate observa că cele mai mari reduceri de emisii vor fi determinate de cele din industria energetică, în timp ce în celelalte sectoare nu se aşteaptă schimbări semnificative. Grafic 22 - Evoluţia preconizată a emisiilor GES (exclusiv LULUCF) pe sectoare, în contextul măsurilor actuale (a se vedea imaginea asociată) Sursă: Raportarea României în conformitate cu Regulamentul UE 749/2014 4.2.2. Energie din resurse regenerabile i. Ponderea actuală a energiei din surse regenerabile în cadrul consumului final brut de energie şi în diferite sectoare (încălzire şi răcire, energie electrică şi transporturi), precum şi per tehnologie în fiecare dintre aceste sectoare Conform ultimelor informaţii publice disponibile, România a înregistrat la nivelul 2017 o pondere a energiei din resurse regenerabile în consumul final brut de 24%, acest indicator înregistrând o creştere de la 17% în 2005. Aceeaşi tendinţă a fost înregistrată şi la nivelul sectoarelor prezentate, cea mai mare evoluţie fiind înregistrată în cazul ponderii energiei electrice din surse regenerabile în consumul de electricitate. Grafic 23 - Ponderea actuală şi evoluţia energiei din surse regenerabile şi împărţirea pe sectoare (a se vedea imaginea asociată) Sursă: Eurostat Structura de consum final de energie regenerabilă - electricitate (SRE-E) În graficul de mai jos este prezentată structura producţiei de energie electrică din resurse regenerabile, precum şi consumul final brut de energie electrică, ambii indicatori intrând în calculul cotei de energie regenerabilă prezentată mai sus. Până în anul 2009 inclusiv, această cotă a fost determinată în totalitate de producţia de hidroenergie. În acest sens, creşterea cotei SRE-E în perioada 2010 - 2017 a fost declanşată de dezvoltarea tehnologiilor eoliană şi solară, creştere semnificativă fiind înregistrată în producţia de energie eoliană onshore. Pe de altă parte, consumul final brut de energie electrică a urmat o evoluţie uşor crescătoare. Grafic 24 - Evoluţia consumului final brut şi al producţiei de energie electrică din surse regenerabile între 2005 şi 2017, pe tipuri de surse (a se vedea imaginea asociată) Sursă: Eurostat Structura de consum final de energie regenerabilă - încălzire şi răcire (SRE-Î&R) În sectorul de încălzire şi răcire, creşterea cotei SRE a fost realizată pe fondul reducerii consumului final brut de energie prin creşterea eficienţei energetice. În ceea ce priveşte sursele de consum/producţie de energie regenerabilă, nu au fost înregistrate modificări semnificative. Consumul final de energie din surse regenerabile este reprezentat în totalitate de consum de biomasă (lemne de foc, deşeuri agricole). În acelaşi timp, până la momentul actual nu a existat în România consum final brut de energie din utilizarea pompelor de căldură. Grafic 25 - Evoluţia consumului final brut şi al consumului din surse regenerabile pentru încălzire şi răcire între 2005 şi 2017, pe tipuri de surse (a se vedea imaginea asociată) Sursă: Eurostat Structura de consum final de energie regenerabilă - transport (SRE-T) În ceea ce priveşte sectorul transporturilor, în graficul de mai jos este prezentată evoluţia consumului final brut de energie (total şi din surse regenerabile), fără a fi aplicat vreun factor de multiplicare, aşa cum este cazul în calculul cotei SRE-T. Totuşi, aceşti indicatori sunt relevanţi pentru a analiza evoluţia principalilor factori ce stau la baza compunerii cotei. Pe perioada 2005-2017, consumul final de energie din acest sector a înregistrat în general o creştere, singurele excepţii fiind înregistrate în 2010 şi 2013. Consumul de energie regenerabilă a urmărit în mare parte aceeaşi evoluţie. În ceea ce priveşte evoluţia structurii consumului final de energie regenerabilă din transporturi, principalele modificări au fost marcate de: - O creştere semnificativă a consumului de bio-combustibili conformi pentru considerarea acestuia în calculul cotei de energie regenerabilă; în anul 2011 valoarea redusă a acestui indicator a fost determinată de faptul că o cantitate considerabilă nu a fost considerată conformă; – O tendinţă de creştere a consumului de electricitate din surse regenerabile în transportul rutier; – O creştere uşoară a consumului de electricitate din surse regenerabile în transportul feroviar; – O scădere a consumului de energie regenerabilă în alte tipuri de transport decât rutier şi feroviar. Grafic 26 - Evoluţia consumului final brut şi al consumului din surse regenerabile în transport între 2005 şi 2017, pe tipuri de surse (a se vedea imaginea asociată) Sursă: Eurostat ii. Previziuni orientative referitoare la evoluţia în contextul politicilor existente pentru anul 2030 (cu o perspectivă pentru anul 2040) În contextul politicilor actuale, se aşteaptă o creştere a cotei SRE în cazul tuturor indicatorilor. Creşterea cea mai mare poate fi înregistrată în cazul cotei de energie regenerabilă în transporturi, ce ar putea ajunge la 11,2% în anul 2030. Această evoluţie, deşi favorabilă, nu ar fi suficientă pentru îndeplinirea ţintei UE de 14% (stabilită ulterior prin amendarea RED*59)), astfel încât vor fi necesare măsuri suplimentare de creştere a acestui indicator. În plus, proiecţia cotei SRE-T nu ia în calcul noua metodologie de calcul a acestui indicator ce presupune multiplicatori diferiţi pentru bio-combustibili şi consumul de energie electrică din sursă regenerabilă. *59) Renewable Energy Directive De asemenea, îmbunătăţirile în sectorul de încălzire şi răcire nu sunt considerabile, astfel încât şi acest sector ar trebui să fie avut în vedere în dezvoltarea politicilor menite să încurajeze consumul de energie regenerabilă, într-o creştere liniară, conform Directivei privind promovarea surselor regenerabile de energie, amendată în anul 2018 (Interinstituţional File 2016/0382). Grafic 27 - Previziuni cu privire la evoluţia cotelor RES în contextul politicilor actuale (a se vedea imaginea asociată) Sursă: Scenariu PRIMES 2016, elaborat pentru Ministerul Energiei Evoluţia preconizată a consumului final de energie regenerabilă în contextul politicilor actuale - electricitate (SRE-E) În perioada următoare, toate sursele de producere a energiei regenerabile sunt aşteptate să înregistreze o creştere (în special energia solară), pe fondul tendinţei de reducere a costurilor pentru energia eoliană şi solară, ca urmare a avansului tehnologic. Hidroenergia se aşteaptă să înregistreze o creştere uşoară până în anul 2020, ca apoi să scadă puţin şi să se menţină relativ constantă până în anul 2035. Această creştere a consumului de energie din resurse regenerabile, însă, nu se va concretiza în creşteri semnificative în ceea ce priveşte cota SRE, din cauza creşterii aproape în aceeaşi măsură a totalului de consum final brut de energie electrică. Grafic 28 - Evoluţia preconizată în contextul politicilor actuale a consumului final brut şi al producţiei de energie electrică din surse regenerabile, pe tipuri de surse (a se vedea imaginea asociată) Sursă: Scenariu PRIMES 2016, elaborat pentru Ministerul Energiei Evoluţia preconizată a consumului final de energie regenerabilă în contextul politicilor actuale - încălzire şi răcire (SRE-Î&R) Evoluţia preconizată din sectorul încălzire şi răcire în contextul politicilor actuale presupune, în primul rând, o creştere a consumului final brut de energie până în anul 2025, urmată apoi de o scădere determinată de creşterea eficienţei energetice. În ceea ce priveşte consumul final de energie regenerabilă, acesta va creşte constant până în 2035, cu excepţia anului 2030 în care va fi înregistrată o scădere. În ceea ce priveşte structura consumului final de energie regenerabilă, principala modificare faţă de tendinţa istorică va fi marcată de apariţia energiei consumate prin intermediul pompelor de căldură, precum şi de o creştere a producţie de energie regenerabilă derivată din căldură, în special la nivelul anului 2035. Grafic 29 - Evoluţia preconizată în contextul politicilor actuale a consumului final brut şi al consumului din surse regenerabile pentru încălzire şi răcire, pe tipuri de surse (a se vedea imaginea asociată) Sursă: Scenariu PRIMES 2016, elaborat pentru Ministerul Energiei 4.3. Dimensiunea "eficienţă energetică" i. Consumul primar şi final de energie actual în cadrul economiei şi per sector (inclusiv industrie, rezidenţial, servicii şi transporturi) În graficul de mai jos este prezentată evoluţia istorică a consumului primar şi final de energie pe perioada 2005 - 2017, inclusiv per sector, de consum final. Această evoluţie arată, în primul rând, o scădere de 10% a consumului primar de energie şi de doar 3% a consumului final energetic, fapt ce indică o creştere a intensităţii energetice. La nivel sectorial, cel rezidenţial a avut cea mai mare pondere în total consum final de energie, aproape în toţi anii de analiză (cu câteva excepţii). Ca evoluţie, acest consum final nu a înregistrat modificări majore. A doua sursă de consum final este reprezentată de sectorul industrial. În acest sector consumul final de energie a înregistrat o tendinţă de reducere a acestuia, fiind şi principalul determinant al reducerii consumului final de energie total. Sectorul terţiar, în acest caz, include şi consumul din agricultură. Grafic 30 - Evoluţia consumului primar şi final de energie, inclusiv împărţirea pe sectoare, în perioada 2005-2017 (a se vedea imaginea asociată) Sursă: EU Commission, Energy datasheets - EU 28, 08 October 2019 În ceea ce priveşte sursele energetice consumate, ponderea cea mai mare a fost înregistrată de consumul de ţiţei şi produse petroliere, urmată fiind de cea de gaze naturale, consumul gazului natural înregistrând o evoluţie descrescătoare. Pe această perioadă, consumul de energie regenerabilă şi electricitate nu au înregistrat modificări majore, deşi au fost într-o uşoară creştere. Grafic 31 - Evoluţia structurii consumului final de energie pe sursă energetică, în perioada 2005-2017 (a se vedea imaginea asociată) Sursă: EU Commission, Energy datasheets - EU 28, 08 October 2019 ii. Potenţialul actual de aplicare a cogenerării de înaltă eficienţă şi a termoficării şi răcirii centralizate eficiente*60) *60) În conformitate cu art. 14 alin. (1) din Directiva nr. 2012/27/UE Potenţialul de aplicare a cogenerării de înaltă eficienţă şi a termoficării şi răcirii centralizate eficiente este prezentat în cadrul Raportului privind evaluarea potenţialului naţional de punere în aplicare a cogenerării de înaltă eficienţă şi a termoficării şi răcirii centralizate eficiente, elaborat de Ministerul Dezvoltării, Lucrărilor Publice şi Administraţiei şi Ministerul Energiei în Decembrie 2015. Conform acestui raport, acest potenţial este evaluat pentru mediul urban unde raportul între suprafaţa construită şi suprafaţa totală este de 0,3. Acest indicator este preconizat a creşte odată cu creşterea suprafeţei locuibile pe unitatea locativă. Componentele principale ale potenţialului sunt: ● Rebranşările la SACET; ● Extinderea SACET la clădirile noi. Potenţialul total de încălzire/răcire eficientă a fost estimat în 2015 la 86,4 PJ, din care 70,8 PJ din rebranşări şi 43,2 PJ este realizat. Tabel 22 - Potenţialul de încălzire eficientă până în 2030
┌─────────────┬────┬────┬────┬────┬────┐
│Potenţial │ │ │ │ │ │
│încălzire │u.m.│2015│2020│2025│2030│
│eficientă │ │ │ │ │ │
├─────────────┼────┼────┼────┼────┼────┤
│Rebranşări │PJ │70,8│66,3│59,2│52,7│
├─────────────┼────┼────┼────┼────┼────┤
│Clădiri noi │PJ │15,7│18,6│23,1│27,7│
├─────────────┼────┼────┼────┼────┼────┤
│TOTAL │PJ │86,4│84,9│82,3│80,3│
└─────────────┴────┴────┴────┴────┴────┘
Sursă: Raportul privind evaluarea potenţialului naţional de punere în aplicare a cogenerării de înaltă eficienţă şi a termoficării şi răcirii centralizate eficiente, Ministerul Dezvoltării, Lucrărilor Publice şi Administraţiei şi Ministerul Energiei Pentru stimularea realizării acestui potenţial, sunt necesare adoptarea următoarelor măsuri: 1. Adaptarea SACET şi a surselor la noile consumuri de energie termică, în condiţii de funcţionare eficientă şi încadrarea în normele de protecţie a mediului; 2. Creşterea eficienţei energetice pe tot lanţul: resurse, producţie, transport, distribuţie, consum; 3. Datorită avantajelor şi tehnologiei mature cu un grad ridicat de dezvoltare, cogenerarea este promovată ca vector fundamental pentru restructurarea sistemului de producţie şi distribuţie a energiei termice; 4. Accelerarea procesului de modernizare a infrastructurii aferente serviciilor energetice de interes local, cu suport financiar public şi/sau privat; 5. Creşterea gradului de implicare a autorităţilor administraţiei publice locale în strictă concordanţă cu atribuţiile şi competenţele instituite de lege; 6. Promovarea utilizării resurselor regenerabile de energie pentru reducerea preţului la energia termică şi conformarea la cerinţele de mediu. iii. Previziuni care ţin seama de politicile, măsurile şi programele existente în materie de eficienţă energetică descrise la punctul 1.2. subpunctul (ii) pentru consumul primar şi final de energie, pentru fiecare sector în parte, cel puţin până în 2040 (inclusiv pentru anul 2030)*61) *61) Această previziune statu-quo de referinţă constituie baza obiectivului privind consumul primar şi final de energie pentru 2030 care este descris la punctul 2.3 şi a factorilor de conversie Previziunile de consum în România, luând în calcul măsurile existente*62), presupune o creştere a consumului primar şi final de energie, ca urmare a creşterii economice. Totuşi, este prevăzută o scădere a intensităţii energetice, întrucât panta de creştere a consumului primar este mai abruptă decât cea a consumului final. *62) Prezentate în secţiunea 1.2 ii. În ceea ce priveşte evoluţiile sectoriale se aşteaptă ca în transport consumul de energie să crească cel mai mult ca urmare a creşterii numărului de autoturisme/1.000 locuitori (aşa cum a fost descris şi în secţiunea 4.1, ii). Şi în sectorul rezidenţial consumul final de energie va creşte, însă mai puţin decât în transporturi. Grafic 32 - Evoluţia preconizată a consumului primar şi final de energie, inclusiv împărţirea pe sectoare, în contextul măsurilor şi politicilor actuale (a se vedea imaginea asociată) Sursă: Scenariu PRIMES 2016, elaborat pentru Ministerul Energiei, EU Commission, Energy datasheets - EU 28, 08 October 2019 Din punct de vedere al surselor energetice, se aşteaptă o creştere a consumului de electricitate şi de energie regenerabilă. Gazele naturale vor înregistra, de asemenea, o uşoară creştere în consumul final, ca urmare a exploatării zăcămintelor din Marea Neagră. Consumul de ţiţei şi produse petroliere, precum şi de combustibili solizi se aşteaptă a înregistra o reducere până la finalul perioadei de analiză. Grafic 33 - Evoluţia preconizată a structurii consumului final de energie pe sursă energetică, în contextul măsurilor şi politicilor actuale (a se vedea imaginea asociată) Sursă: Scenariu PRIMES 2016, elaborat pentru Ministerul Energiei, EU Commission, Energy datasheets - EU 28, 08 October 2019 iv. Nivelurile optime din punctul de vedere al costurilor ale cerinţelor minime de performanţă energetică rezultate din calculele naţionale, în conformitate cu art. 5 din Directiva nr. 2010/31/UE La momentul actual nu există suficiente informaţii pentru a putea stabili care sunt nivelurile optime din punct de vedere al costurilor cu privire la cerinţele minime de performaţă energetice la nivel naţional, calculate conform art.ui 5 din Directiva nr. 2010/31/UE. 4.4. Dimensiunea "securitate energetică" i. Mixul energetic actual, resursele interne de energie, dependenţa de importuri, inclusiv riscurile relevante Sursa energetică ce are cea mai mare pondere în total producţie în 2017 este reprezentată de producţia de gaze naturale, cu peste 30% din total, urmată fiind de energia regenerabilă (23%). De asemenea, se observă o tendinţă de reducere a producţiei de combustibili solizi şi de ţiţei şi produse petroliere. Evoluţia producţiei de energie primară în România arată o tendinţă descrescătoare, producţia totală din 2017 fiind cu 9% mai mică decât cea înregistrată la nivelul anului 2005. Această reducere este, însă, mai mică decât reducerea cantităţii de energie din import; în 2017 România a importat cu 19% mai puţină cantitate de energie comparativ cu cea din anul 2005. Grafic 34 - Evoluţia istorică a producţiei de energie primară în România, pe surse energetice, 2005-2017*63) *63) Definiţia indicatorului se găseşte accesând link-ul: https://ec.europa.eu/eurostat/statistics- explained/index.php?title=Glossary:Primary_production_of_energy (a se vedea imaginea asociată) Sursă: EU Commission, Energy datasheets - EU 28, 08 October 2019 Cea mai mare pondere în importurile de energie în anul 2017 a fost reprezentată de ţiţei şi produse petroliere, sursă a cărei pondere a crescut în perioada analizată. Reducerea dependenţei de importuri a fost realizată pe seama reducerii importului de gaze naturale, energie regenerabilă şi combustibili solizi. Grafic 35 - Evoluţia istorică a importului de energie în România, pe surse energetice, 2005-2017 (a se vedea imaginea asociată) Sursă: EU Commission, Energy datasheets - EU 28, 08 October 2019 În ceea ce priveşte importul net de energie, România este şi a fost între 2005 şi 2017 (cu o singură excepţie) exportator net de electricitate. Grafic 36 - Evoluţia istorică a importului net de energie în România, pe surse energetice, 2005-2017 (a se vedea imaginea asociată) Sursă: EU Commission, Energy datasheets - EU 28, 08 October 2019 ii. Previziuni referitoare la evoluţia în contextul politicilor şi măsurilor existente, cel puţin până în 2040 (inclusiv pentru anul 2030) În contextul politicilor şi măsurilor actuale, prognoza arată o scădere a producţiei de energie, cauzată în principal de o reducere a producţiei de combustibili solizi şi gaze naturale. Pe de altă parte, se aşteaptă o creştere a producţiei, de energie nucleară, inclusiv după anul 2030, ca urmare a punerii în funcţiune a Unităţilor de energie nucleară 3 şi 4 de la Cernavodă, precum şi o creştere a producţiei de energie din surse regenerabile. În ceea ce priveşte importul net, se aşteaptă ca România să rămână în continuare exportator net de electricitate, deşi la un nivel mult mai scăzut decât până acum. De asemenea, importurile de ţiţei şi produse petroliere se preconizează a fi în continuare la un nivel ridicat pentru a putea acoperi cererea. Per total dependenţa de importuri este preconizată a creşte în contextul previziunii de creştere a consumului primar şi scădere a producţiei. Grafic 37 - Evoluţia preconizată producţiei de energie primară, pe surse energetice, în contextul politicilor şi măsurilor actuale (a se vedea imaginea asociată) Sursă: Scenariu PRIMES 2016, elaborat pentru Ministerul Energiei, EU Commission, Energy datasheets - EU 28, 08 October 2019 Grafic 38 - Evoluţia preconizată a importului net de energie, pe surse energetice, în contextul politicilor şi măsurilor actuale (a se vedea imaginea asociată) Sursă: Scenariu PRIMES 2016, elaborat pentru Ministerul Energiei, EU Commission, Energy datasheets - EU 28, 08 October 2019 4.5. Dimensiunea "piaţa internă a energiei" 4.5.1. Interconectivitatea reţelelor electrice i. Nivelul actual de interconectare şi principalele interconexiuni*64) *64) Cu referire la prezentări generale ale infrastructurii de transport existente realizate de operatorii de transport şi de sistem (OTS) În prezent, capacitatea de interconexiune a României este de 7%, aşa cum este prezentată în Raportul de ţară al României din 2017 ("SWD (2017) 88 final"), iar pentru anul 2020 este preconizată o creştere la peste 9%, facilitându-se astfel atingerea obiectivului de 10% pentru anul 2020. Această creştere a nivelului actual de interconectare de 7% la peste 9% se va atinge prin extinderea capacităţii de interconexiune cu Serbia. Lungimea totală a reţelei electrice de transport este de 8.834,4 km, iar liniile de interconexiune însumează 426,9 km din total. Componenţa reţelei electrice de transport (RET) este dată de: 81 staţii electrice*65), din care: 39 staţii 400 kV, 42 staţii 220 kV; 8.834,4 km linii electrice aeriene (LEA), din care: 3,1 km 750 kV, 4.915,2 km 400 kV, 3875,6 km 220 kV, 40,4 km 110 kV (linii de interconexiune cu ţările vecine). *65) În anul 2019 a fost demolată staţia 750 kV Isaccea. Interconectările existente sunt prezentate în tabelul de mai jos: Tabel 23 - Liniile de interconectare a sistemului naţional de transport energie electrică cu cele ale ţărilor vecine
┌─────┬──────────┬─────────────────────┐
│Nr. │Graniţa │LEA interconexiune │
│Crt. │ │ │
├─────┼──────────┼─────────────────────┤
│1 │Bulgaria │LEA 400 kV Ţânţăreni │
│ │ │- Kozlodui │
├─────┼──────────┼─────────────────────┤
│2 │Bulgaria │LEA 400 kV Stupina - │
│ │ │Varna │
├─────┼──────────┼─────────────────────┤
│3 │Bulgaria │LEA 400 kV Rahman - │
│ │ │Dobrudja │
├─────┼──────────┼─────────────────────┤
│4 │Serbia │LEA 400 kV Porţile de│
│ │ │Fier - Djerdap │
├─────┼──────────┼─────────────────────┤
│5 │Serbia │LEA 400 kV Reşiţa - │
│ │ │Pancevo │
├─────┼──────────┼─────────────────────┤
│6 │Serbia │LEA 110 kV Jimbolia -│
│ │ │Kikinda │
├─────┼──────────┼─────────────────────┤
│7 │Serbia │LEA 110 kV Gura Văii │
│ │ │- Sip │
├─────┼──────────┼─────────────────────┤
│8 │Serbia │LEA 110 kV Ostrovu │
│ │ │Mare - Kusjak │
├─────┼──────────┼─────────────────────┤
│9 │Ungaria │LEA 400 kV Arad - │
│ │ │Sandorfalva │
├─────┼──────────┼─────────────────────┤
│10 │Ungaria │LEA 400 kV Nadab - │
│ │ │Bekescsaba │
├─────┼──────────┼─────────────────────┤
│11 │Ucraina │LEA 400 kV Roşiori - │
│ │ │Mukachevo │
├─────┼──────────┼─────────────────────┤
│12 │Republica │LEA 400 kV Isaccea - │
│ │Moldova │Vucăneşti │
├─────┼──────────┼─────────────────────┤
│13 │Republica │LEA 110 kV Stânca - │
│ │Moldova │Costeşti │
├─────┼──────────┼─────────────────────┤
│14 │Republica │LEA 110 kV Cioara - │
│ │Moldova │Huşi │
├─────┼──────────┼─────────────────────┤
│15 │Republica │LEA 110 kV Ţuţora - │
│ │Moldova │Ungheni │
├─────┼──────────┼─────────────────────┤
│16 │Republica │LEA 110 kV Falciu - │
│ │Moldova │Goteşti │
└─────┴──────────┴─────────────────────┘
Sursă: Transelectrica, Planul de Dezvoltare a RET, perioada 2018 - 2027, Anexa B-2, Reţeaua Electrică de Transport din România, http://www.transelectrica.ro/web/tel/transport-detalii Figura 5 - Situaţia actuală a reţelei electrice de transport din România (a se vedea imaginea asociată) Sursă: Raport Naţional ANRE 2017, Plan de Dezvoltare RET perioada 2018-2027 Transelectrica ii. Previziuni referitoare la cerinţele pentru extinderea interconexiunilor (inclusiv pentru anul 2030)*66) *66) Cu referire la planurile naţionale de dezvoltare a reţelelor şi la planurile regionale de investiţii ale OTS Conform Raportului Naţional ANRE 2017, în ceea ce priveşte obiectivul pentru anul 2030, reprezentat de un nivel de interconectare de 15%, implementarea Proiectelor de Interes Comun (PCI-urilor) şi realizarea celorlalte proiecte de dezvoltare a reţelei electrice de transport, incluse în Planul de Dezvoltare a RET perioada 2018-2027, vor ajuta considerabil pentru atingerea acestui obiectiv. Finalizarea planului european de dezvoltare a reţelei electrice se realizează prin intermediul celor şase grupuri regionale din cadrul ENTSO-E. CNTEE Transelectrica SA face parte din următoarele Grupuri Regionale: Continental Central Est şi Continental Sud Est. Pentru implementarea priorităţilor referitoare la infrastructura energetică europeană, Comisia Europeană a inclus anumite proiecte de dezvoltare a RET (incluse în Planul Naţional de dezvoltare a RET) în cea de-a patra listă Europeană de Proiecte de Interes Comun (PCI), aprobată în data de 31 Octombrie 2019, în coridorul prioritar nr. 3 privind energia electrică: Interconexiuni nord-sud privind energia electrică din Europa Centrală şi din Europa de Sud-Est (NSI East Electricity): interconexiuni şi linii interne direcţiile nord-sud şi est-vest în vederea unei mai bune integrări a pieţei interne în piaţa europeană şi pentru creşterea gradului de preluare a producţiei provenite din surse regenerabile, grupate astfel: ● Clusterul Bulgaria - România, cunoscut şi sub denumirea Black Sea Corridor, care include următoarele Proiecte de Interes Comun: - LEA 400 kV d.c. Smârdan - Gutinaş (RO) (un circuit echipat); – LEA 400 kV d.c. Cernavodă - Stâlpu, cu un circuit intrare/ieşire în Gura Ialomiţei (RO). Împreună cu un proiect promovat de iniţiatorul ESO - EAD Bulgaria: - LEA 400 kV d.c. Dobrudja - Burgas (BG). ● Clusterul România - Serbia, cunoscut şi sub denumirea Mid Continental East Corridor şi Italia - Muntenegru, care include următoarele proiecte de interes comun: - LEA 400 kV d.c. Reşiţa (RO) - Pancevo (Serbia); – LEA 400 kV Porţile de Fier - Reşiţa şi extinderea staţiei 220/110 kV Reşiţa prin construcţia staţiei noi de 400 kV; – trecere la 400 kV a LEA 220 kV d.c. Reşiţa -Timişoara - Săcălaz - Arad, inclusiv construirea staţiilor de 400 kV Timişoara şi Săcălaz. Proiectele prezentate mai sus sunt incluse în ultima ediţie a Planului de dezvoltare a reţelei pan-Europene pentru zece ani pentru energie electrică - TYNDP 2018, elaborate de ENTSO-E în temeiul art.ui 8 din Regulamentul (CE) nr. 714/2009. Mai jos se va regăsi o scurtă prezentare a proiectelor Black Sea Corridor şi Mid Continental East Corridor: ● Black Sea Corridor: Scopul acestui proiect este de a consolida coridorul de transport al energiei electrice de-a lungul coastei Mării Negre (RO - BG) şi între coastă şi vestul Europei. Acest proiect, ce contribuie semnificativ la implementarea obiectivelor strategice ale Uniunii Europene privind infrastructura energetică, este susţinut prin creşterea nivelului de interconectare dintre România şi Bulgaria şi prin dezvoltarea infrastructurii care va susţine transportul fluxurilor de putere între coasta Mării Negre şi coasta Mării Nordului, respectiv a Oceanului Atlantic. Totodată, acest proiect va conduce la o creştere a schimburilor din zonă, astfel consolidându-se integrarea pieţei regionale şi europene de energie. Dezvoltarea surselor regenerabile de energie cu caracter intermitent va spori considerabil în contextul creşterii capacităţii reţelei de a transporta energia produsă din surse regenerabile, din sud-estul Europei până la principalele centre de consum şi situri de depozitare localizate în centrul şi nordul Europei. ● Mid Continental East Corridor: Acest proiect este cuprins în coridorul prioritar privind energia electrică Interconexiuni nord-sud privind energia electrică din Europa Centrală şi din Europa de Sud-Est (NSI East Electricity) şi prin el se va realiza o creştere a capacităţii de schimb pe graniţele dintre România, Ungaria şi Serbia. De asemenea, acest proiect va permite o mai puternică integrare a pieţelor de energie electrică, precum şi creşterea siguranţei în alimentare în zona de sud-est a Europei. Criterii de determinare a nivelului de interconectare Din perspectiva amendamentelor care au fost aduse prin Propunerea de Regulament a Parlamentului European şi al Consiliului din 28 iunie 2018 privind guvernanţa Uniunii Energetice, strategia de interconectare va trebui, pe lângă ţintele de interconectare stabilite la nivel European, să ia în considerare şi următorii indicatori ai gradului de urgenţă a măsurilor în acest domeniu: ● Diferenţele de preţ pe piaţa angro ce depăşesc un prag orientativ de 2 EUR/MWh între statele membre, regiuni sau zone de ofertare; ● Capacitatea nominală de transport a interconexiunilor sub 30% din vârful de sarcină; ● Capacitatea nominală de transport a interconexiunilor sub 30% din puterea instalată de producere a energiei din surse regenerabile. Conform datelor trimise de către CNTEE Transelectrica SA, doi dintre aceşti indicatori sunt mai mari decât pragul de 30%, motiv pentru care nu există o urgenţă de implementare a măsurilor prevăzute în propunerea de regulament de mai sus, după cum urmează: ● Pentru capacitatea nominală de interconectare procente din vârful de sarcină (s-a considerat vârful de sarcină iarna 2018 = 9700 MW) valoarea actuală este de 113%*67); *67) Tabel analiză Transelectrica, Criterii noi pentru capacităţi de interconexiune, 2030 ● Pentru capacitatea nominală de interconectare procente din puterea instalată în surse de energie regenerabilă valoarea actuală este de 97%. Capacitate minimă disponibilă pentru comerţul transfrontalier Regulamentul (UE) nr. 2019/943 stabileşte capacitatea minimă disponibilă pentru comerţul transfrontalier ca fiind minim 70% din capacitatea de transport respectând limitele de siguranţă în funcţionare după considerarea contingenţelor, începând cu anul 2016. În acest sens, art. 15 din Regulamentul (UE) nr. 2019/943 prevede cerinţele pentru realizarea unui Plan de acţiuni în vederea atingerii capacităţii minime prevăzute. Referitor la capacitatea minimă disponibilă pentru comerţul transfrontalier, operatorul de transport al energiei electrice a formulat o cerere de derogare de un an de la nivelul minim al capacităţii. În acest context, cererea de derogare a fost formulată de Transelectrica în noiembrie 2019. Motivele privind solicitarea de derogare sunt următoarele: ● Lipsa calculului de capacitate coordonat la nivelul regiunilor de calcul de capacitate (RCC) CORE şi SEE Conform articolului 16 (8) din Regulamentul (UE) nr. 2019/943 aplicarea unui nivel minim al capacităţii disponibile pentru comerţul interzonal este obligatoriu pentru graniţele care folosesc o abordare bazată pe capacitatea netă de transport coordonată (CNTC) sau o metodă bazată pe flux. De asemenea, art. 16 (8) precizează că nivelul minim al capacităţii disponibile pentru comerţul interzonal se determină în conformitate cu Regulamentul (UE) nr. 2015/1222 de stabilire a unor linii directoare privind alocarea capacităţilor şi gestionarea congestiilor. Aşadar, calculul şi monitorizarea nivelului minim al capacităţii disponibile pentru comerţul interzonal se face pentru intervale de timp al pieţei pentru ziua următoare şi pieţei intrazilnice, conform cu art. 14 al Regulamentului (UE) nr. 2015/1222. Recomandarea ACER nr. 1/2019 privind implementarea capacităţii disponibile pentru comerţul interzonal conform Regulamentului (UE) nr. 2019/943 precizează că, în general, nivelul minim al capacităţii disponibile pentru comerţul interzonal trebuie monitorizat în intervalul de timp al pieţei pentru ziua următoare. Metodologiile de calcul de capacitate pentru intervalul de timp al pieţei pentru ziua următoare din RCC Core (pentru graniţa RO-HU) şi RCC SEE (pentru graniţa RO-BG), dezvoltate în conformitate cu Regulamentul (UE) nr. 2015/1222, sunt aprobate de ACER, respectiv de autorităţile de reglementare din RCC SEE, şi au termen de implementare la sfârşitul anului 2020. Metodologia curentă de calcul de capacitate aplicată de Transelectrica utilizează o metodă de calcul bazată pe NTC care nu este conformă cu cerinţele Regulamentului (UE) nr. 2015/1222. În prezent, calculul NTC se face la nivel lunar cu rezoluţie zilnică pe baza scenariilor proprii de calcul în interfaţa RO. Coordonarea la nivel regional se realizează doar în ceea ce priveşte modelul comun de reţea dezvoltat la nivel lunar şi agregarea valorilor minime propuse de cei doi OTS pentru fiecare graniţă. Valorile capacităţii interzonale disponibile pentru intervalele de timp al pieţei pentru ziua următoare şi intrazilnice se deduc din cele calculate la nivel lunar. Rezultatele de calcul de capacitate bazate pe metodologia individuală Transelectrica au în mod sigur incertitudini majore din cauza faptului că datele de intrare sunt estimate cu mult timp înainte de ziua de livrare a energiei electrice cu un grad ridicat de incertitudine. Aplicarea unei capacităţi disponibile pentru comerţul interzonal într-un calcul de capacitate necoordonat conduce la creşterea riscului privind încălcarea limitelor de siguranţă în funcţionarea a SEN în timp real. ● Circulaţiile de puteri din schimburile transfrontaliere cu ţările din afara UE Recomandarea ACER nr. 1/2019 prevede că luarea în considerare a circulaţiilor de putere pe graniţele din afara UE în calculul de capacitate, respectiv în calculul marginii disponibile pentru comerţul interzonal este posibilă cu condiţia încheierii unui acord cu ţara sau ţările din afara UE. Mai mult, Recomandarea ACER nr. 1/2019 prevede ca acordul cu ţările non-EU să includă şi modul de împărţire a costurilor cu acţiunile de remediere. Schimburile transfrontaliere pe graniţele RO din afara UE au un impact semnificativ asupra capacităţii de transport disponibile pe graniţele RO din UE. Graniţele RO-HU din cadrul RCC Core este influenţată de schimburile transfrontaliere de pe graniţele RO-RS şi RO-UA. Acest aspect se explică prin faptul că atât RO, cât şi HU au graniţe comune cu RS şi UA. Graniţa RO-BG din cadrul RCC SEE este influenţată de schimburile transfrontaliere de pe graniţele RO-RS, respectiv BG-RS. Îndeplinirea cerinţelor Articolului 16 (8) din Regulamentul (UE) nr. 2019/943 fără considerarea circulaţiilor de puteri din schimburile transfrontaliere cu ţările din afara UE, conduce la creşterea artificială a capacităţilor disponibile pe graniţele RO-HU şi RO-BG, respectiv la riscuri mărite privind menţinerea siguranţei în funcţionare a SEN. ● Procesul de redispecerizare şi comercializare în contrapartidă Conform Articolului 16(4) din Regulamentul (UE) nr. 2019/943, redispecerizarea şi comercializarea în contrapartidă se utilizează pentru a maximiza capacitatea disponibilă în vederea atingerii capacităţii minime prevăzută la Articolul 16(8). Acestea se aplică în mod coordonat şi în urma punerii în aplicare a metodologiei de partajare a costurilor. Metodologiile privind redispecerizarea, comercializarea în contrapartidă şi împărţirea costurilor dezvoltate conform Regulamentului (UE) nr. 2015/1222 urmează a fi implementate după ce calculul de capacitate coordonat la nivel RCC este operaţional. Aplicarea de către CNTEE Transelectrica SA în anul 2020 a unui proces individual de redispecerizare în vederea atingerii capacităţii minime prevăzute la Articolul 16 (8) din Regulamentul (UE) nr. 2019/943 este nerealizabilă. Pe de o parte nu există experienţă operaţională privind procesul de redispecerizare pentru creşterea capacităţii transfrontaliere şi, pe de altă parte, nu sunt disponibile programe de calcul necesare pentru a evalua impactul acestor acţiuni de remediere care au costuri. Solicitarea formulată de către Transelectrica privind derogarea pentru o durată de un an de la nivelul minim al capacităţii disponibile pentru comerţul interzonal în conformitate cu Articolul 16(9) din Regulamentul (UE) nr. 2019/943 din 5 iunie 2019 privind piaţa internă de energie electrică, a fost aprobată de către ANRE prin Decizia Preşedintelui nr. 2206 din 20.12.2019. 4.5.2. Infrastructura de transport al energiei i. Caracteristicile esenţiale ale infrastructurii de transport existente pentru energia electrică şi gaz Infrastructura de transport pentru energia electrică Reţeaua electrică de transport al energiei electrice (RET) este alcătuită din linii electrice aeriene (LEA) cu tensiunea nominală de 750 kV, 400 kV, 220 kV şi 110 kV şi staţii electrice având tensiunea superioară de 400 kV/220 kV, însumând o lungime totală a reţelei electrice de transport de 8.834,4 km, iar liniile de interconexiune însumând 426,9 km din total. Din totalul lungimii LEA, 83,6% au anul punerii în funcţiune în perioada 1960-1979, 14,07% între anii 1980-1999 şi aproximativ 2,3% după anul 2000. Se remarcă un procent redus de puneri în funcţiune a LEA după anul 2000. Gradul de utilizare a LEA este dat de raportul procentual între durata de funcţionare a acestora şi durata de viaţă prevăzută de norme (aceasta fiind de 48 de ani conform ultimei ediţii a Catalogului privind clasificarea şi duratele normale de funcţionare ale mijloacelor fixe). Conform analizei efectuate în anul 2017, există un grad de utilizare foarte ridicat, de 95,7% pentru LEA puse în funcţiune până în anul 1979, iar acestea reprezintă 83,6% din totalul liniilor electrice aeriene din gestiunea OTS. Cu privire la puterea totală instalată în transformatoare, aproximativ 20,7% a fost pusă în funcţiune între anii 1960-1979, 22,1% între anii 1980-1999 şi 57,2% după anul 2000. Şi în cazul transformatoarelor şi autotransformatoarelor se constată că o mare parte din acestea au o durată de funcţionare depăşită, aproximativ 43% din puterea totală a acestora aflându-se în această situaţie, fiind vorba de cele care au fost puse în funcţiune înainte de anul 2000. Pentru cele puse în funcţiune după anul 2000, gradul de utilizare mediu raportat la puterea instalată este de aproximativ 33%. Gradul de utilizare a trasformatoarelor/autotransformatoarelor se determină în acelaşi mod precum gradul de utilizare a LEA, cu precizarea că în acest caz, durata de viaţă prevăzută de norme este de 24 de ani. Liniile electrice de transport şi liniile electrice de distribuţie de înaltă tensiune puse în funcţiune după anul 2000 au o pondere mică, media fiind de sub 4% în lungimea totală a acestor categorii de instalaţii electrice. Prin urmare, cea mai mare parte a instalaţiilor aferente reţelelor electrice de transport şi de distribuţie aflate în prezent în funcţiune are o îndelungată durată de funcţionare, preponderent mai mare de 35 de ani. În categoria liniilor electrice de medie şi joasă tensiune (inclusiv branşamente) puse în funcţiune după anul 2000, se observă că acestea prezintă un procent mai mare din lungimea totală a acestui tip de instalaţii electrice, care ajunge până la 10% pentru medie tensiune şi 20% la joasă tensiune. Referitor la numărul staţiilor electrice din reţelele de distribuţie, puse în funcţiune după anul 2000, acestea reprezintă aproximativ 9% din numărul total al acestora. Numărul posturilor de transformare şi al punctelor de alimentare a atins în anul 2017 aproximativ 28% din numărul total aferent celor două categorii de instalaţii electrice. Infrastructura de transport pentru gaze naturale Gazele naturale sunt transportate prin intermediul conductelor magistrale, lungimea totală a acestora însumând peste 13.350 km (date pentru anul de referinţă 2018), precum şi prin instalaţiile, echipamentele şi dotările aferente acestora, racordurile de alimentare cu gaze naturale având diametre cuprinse între 50 mm şi 1.200 mm la presiuni cuprinse între 6 bar şi 63 bar, prin intermediul cărora este asigurată preluarea gazelor naturale extrase din perimetrele de producţie sau a celor provenite din import şi transportul acestora în vederea livrării către clienţii finali din piaţa internă şi piaţa externă de gaze naturale. Sistemul de transport gaze naturale (SNT) este alcătuit din următoarele componente: peste 13.350 km conducte magistrale de transport şi racorduri de alimentare gaze naturale, din care 370 km conducte de tranzit: 1.237 de staţii de reglare măsurare gaze naturale (direcţii); 58 de staţii de comandă vane (SCV, NT); 7 staţii de măsurare a gazelor naturale de import; 4 staţii de măsurare amplasate pe conductele de transport internaţional gaze naturale (SMG); 3 staţii de comprimare gaze (SCG); 1.039 de staţii de protecţie catodică (SPC) şi 902 de staţii de odorizare gaze (SOG). Cu privire la starea tehnică a sistemelor de distribuţie a gazelor naturale, se remarcă o lungime totală de 49.444 km a acestora, deţinută de cei 37 de operatori de distribuţie a gazelor naturale. Din totalul acestor conducte, 58,1% sunt fabricate din polietilenă şi au cunoscut o dezvoltare accentuată în ultimii 20 de ani. Aşadar, din totalul de 49.444, care reprezintă lungimea reţelelor sistemului de distribuţie la nivel naţional, o pondere de 31,5% din acestea are o vechime mai mică de 10 ani, 40,5% are o vechime între 10 şi 20 de ani şi doar 7,3% are o vechime mai mare de 30 de ani. În PDSNT 2019-2028 sunt incluse şi proiectele de dezvoltare a sistemului de înmagazinare a gazelor naturale, dintre care două sunt proiecte de interes comun şi se află deja pe Lista a 3-a a TYNDP. Este vorba de proiectul "Creşterea capacităţii de stocare la depozitul Sărmăşel (Transilvania)", cu nr. de referinţă 6.20.6 a SNTGN Romgaz S.A. - Filiala de Înmagazinare gaze naturale DEPOGAZ S.A. şi proiectul promovat de S.C. DEPOMUREŞ cu proiectul "Unitate de stocare Depomureş-Târgu Mureş", cu nr. de referinţă în Lista 3/2017 - 6.20.4. Totodată, mai sunt incluse 3 proiecte strategice majore pentru România, propuse de Romgaz- Filiala DEPOGAZ, care sunt incluse în planul 2019-2028, respectiv "Modernizarea infrastructurii sistemului de înmagazinare gaze naturale - Bilciureşti", cu durata 2018-2025 şi valoare de 59 mil. euro; "Creşterea capacităţii de stocare subterană gaze naturale a depozitului Gherceşti", cu durata estimată 2020-2025, cu valoarea 122 mil. euro; "Depozit nou de stocare subterană a gazelor naturale în Moldova", cu durata estimată 2020-2025, cu valoare estimată de 80 mil. euro. ii. Previziuni referitoare la cerinţele pentru extinderea reţelelor cel puţin până în 2040 (inclusiv pentru anul 2030) Energia electrică Sistemul naţional de transport este alcătuit din linii şi staţii electrice construite, majoritatea, în perioada anilor 1960-1980, la nivelul tehnologic corespunzător acelei perioade. Datorită programului de mentenanţă desfăşurat şi programului de retehnologizare şi modernizare, instalaţiile s-au menţinut până în prezent la un nivel corespunzător în ceea ce priveşte starea tehnică. Următorii zece ani sunt dedicaţi finalizării proiectelor de retehnologizare şi modernizare a instalaţiilor şi echipamentelor aflate în derulare şi vor fi demarate şi noi proiecte. CNTEE Transelectrica a comunicat proiectele de dezvoltare a reţelei, care urmează a fi implementate: 1. Etapa 2018: ● LEA 400kV d.c. Reşiţa - Pancevo (Serbia). 2. Etapa 2022: ● LEA 400kV Porţile de Fier - Reşiţa (etapa I din trecerea la tensiunea de 400kV a axului Porţile de Fier - Reşiţa - Timişoara - Săcălaz - Arad); ● Racordarea LEA 400kV Stupina - Varna (Bulgaria) intrare - ieşire în staţia 400kV Medgidia Sud printr-o LEA 400kV d.c.; ● Racordarea LEA 400kV Rahman - Dobrudja (Bulgaria) intrare - ieşire în staţia 400kV Medgidia Sud printr-o LEA 400kV d.c.; ● Al II-lea Trafo 250MVA, 400/110kV în staţia Sibiu Sud; ● Racordarea staţiei 220kV Ostrovu Mare (CHE Porţile de Fier II) intrare - ieşire într-un circuit al LEA 220kV d.c. Porţile de Fier - Cetate; ● Al II-lea AT 400MVA, 400/220kV în staţia Iernut; ● Al II-lea AT 400MVA, 400/220kV în staţia Brazi Vest; ● LEA 400kV d.c. (1 circuit echipat) Smârdan - Gutinaş; ● LEA 400kV d.c. Cernavodă - Gura Ialomiţei - Stâlpu; ● trecerea la tensiunea de 400kV a LEA Brazi Vest - Teleajen - Stâlpu; ● LEA 400 kV d.c. (1 circuit echipat) Medgidia Sud - Constanţa Nord. 3. Etapa 2027: ● LEA 400kV d.c. Reşiţa - Timişoara/Săcălaz - Arad (etapa II din trecerea la tensiunea de 400kV a axului Porţile de Fier - Reşiţa - Timişoara - Săcălaz - Arad); ● LEA 400kV s.c. Gădalin - Suceava; ● LEA 400kV s.c. Suceava - Bălţi; ● LEA 400 kV d.c. Stâlpu - Braşov (1 circuit echipat). Soluţiile prevăzute pentru dezvoltarea reţelei trebuie să permită ca pe direcţiile principale ale fluxurilor de putere între centrele de producţie din estul ţării şi centrele de consum şi stocare din vest, să fie eliminate congestiile. În prezent nu există proiecţii cu privire la dezvoltarea infrastructurii de transport al energiei electrice la nivelul anului 2040. Gaze naturale Sistemul Naţional de Transport gaze naturale Sistemul Naţional de Transport gaze naturale (SNT) din România este operat de SNTGN Transgaz SA, operatorul tehnic al sistemului de transport (OST). Capacitatea de transport a gazelor naturale este asigurată prin reţeaua de conducte şi racorduri de alimentare, cu diametre cuprinse între 50 şi 1.200 mm şi lungimea totală de 13.350 km conducte magistrale de transport şi racorduri de alimentare gaze naturale, din care 370 km conducte de transport internaţional gaze naturale. SNT este conectat cu statele vecine, respectiv cu Ucraina, Ungaria, Moldova şi Bulgaria, prin intermediul următoarelor puncte de interconectare transfrontalieră: Interconectare cu UCRAINA: 1. Conducta de interconectare Orlovka (UA) - Isaccea (RO) cu următoarele caracteristici: DN 1000, Capacitate = 8,6 mld.mc/an şi P(max) = 55 bar; 2. Conducta de interconectare Tekovo (UA) - Medieşu Aurit (RO) cu următoarele caracteristici: DN 700, Capacitate = 4,0 mld.mc/an, şi P(max) = 70 bar. Interconectare cu UNGARIA: 3. Conducta de interconectare Szeged (HU) - Arad (RO)- Csanadpalota cu următoarele caracteristici tehnice: DN 700, Capacitate = 1,75 mld.mc/an şi P(max) = 63 bar. Interconectare cu REPUBLICA MOLDOVA: 4. Conducta de interconectare Ungheni (MO) - Iaşi (RO) cu următoarele caracteristici tehnice: DN 500, Capacitate = 1,5 mld.mc/an şi P(max) = 50 bar. Interconectarea cu BULGARIA: 5. Conducta de interconectare Ruse (BG) - Giurgiu (RO) cu următoarele caracteristici tehnice: DN 500, Capacitate = 1,5 mld.mc/an şi P(max) = 40 bar Planul de Dezvoltare a Sistemului Naţional de Transport gaze naturale prezintă direcţiile de dezvoltare ale reţelei româneşti de transport gaze naturale şi a proiectelor majore pe care operatorul Sistemului Naţional de Transport (SNT) intenţionează să le implementeze în următorii 10 ani. Scopul este atingerea unui grad maxim de transparenţă în ceea ce priveşte dezvoltarea SNT gaze naturale pentru a oferi actorilor de pe piaţă posibilitatea informării din timp asupra capacităţilor de transport existente şi planificate, astfel încât, prin consultări publice, deciziile privind investiţiile în reţeaua de transport gaze naturale să răspundă cerinţelor pieţei. Planul de Dezvoltare a Sistemului Naţional de Transport (SNT) gaze naturale în perioada 2019 - 2028 răspunde cerinţelor politicii energetice europene privind: - Asigurarea siguranţei în aprovizionarea cu gaze naturale; – Creşterea gradului de interconectare a reţelei naţionale de transport gaze naturale la reţeaua europeană; – Creşterea flexibilităţii reţelei naţionale de transport gaze naturale; – Liberalizarea pieţei gazelor naturale; – Integrarea pieţei de gaze naturale la nivelul Uniunii Europene. Prin Planul de Dezvoltare a Sistemului Naţional de Transport operatorul SNT propune proiecte majore de investiţii pentru dezvoltarea strategică şi durabilă a infrastructurii de transport gaze naturale din România, urmărind totodată şi conformitatea acesteia cu cerinţele reglementărilor europene în domeniu. Principalele proiectele cuprinse în Planul de Dezvoltare a Sistemului Naţional de Transport Gaze Naturale pentru perioada 2019 - 2028 sunt*68): *68) Planul de Dezvoltare a Sistemului de Transport Gaze Naturale, 2019 - 2028, aprobat ANRE 1. Dezvoltarea pe teritoriul României a Sistemului Naţional de Transport Gaze Naturale pe Coridorul Bulgaria-România-Ungaria-Austria Proiectul vizează crearea unei capacităţi de transport gaze naturale între punctele de interconectare existente între sistemul românesc de transport gaze naturale şi cel al Ungariei, respectiv al Bulgariei. În acest scop este necesară construcţia unei conducte în lungime aproximativă de 529 km pe traseul Podişor-Haţeg-Horia şi a 3 staţii noi de comprimare, la Jupa, Bibeşti şi Podişor. Implementarea etapizată a proiectului BRUA presupune: - Faza I care constă în realizarea următoarelor obiective: ● Conductă Podişor - Recaş 32' x 63 bar în lungime de 479 km; ● Trei staţii de comprimare gaze (SC Podişor, SC Bibeşti şi SC Jupa), fiecare staţie fiind echipată cu două agregate de comprimare (unul în funcţiune şi unul în rezervă), cu posibilitatea de asigurare a fluxului bidirecţional de gaze; ● Capacitate transport de 1,75 miliarde mc/an spre Ungaria şi 1,5 miliarde mc/an spre Bulgaria; ● Valoare estimată investiţie - 478,6 milioane euro. – Faza II care constă în realizarea următoarelor obiective: ● Conducta Recaş - Horia 32' x 63 bar în lungime de aproximativ 50 km; ● Amplificarea celor trei staţii de comprimare (SC Podişor, SC Bibeşti şi SC Jupa) prin montarea unui agregat suplimentar de comprimare în fiecare staţie; ● Amplificarea staţiei de măsurare gaze existente SMG Horia; ● Capacitate transport de 4,4 miliarde mc/an spre Ungaria şi 1,5 miliarde mc/an spre Bulgaria; ● Valoare estimată investiţie - 68,8 milioane euro. Data preconizată de finalizare: anul 2020 pentru Faza I, respectiv anul 2022 pentru Faza II 2. Dezvoltarea pe teritoriul României a Coridorului Sudic de Transport pentru preluarea gazelor naturale de la ţărmul Mării Negre Obiectivul major al acestei investiţii constă în construirea unei conducte telescopice de transport gaze naturale Tuzla - Podişor, în lungime de 308,3 km şi DN1200 şi DN 1000, care să facă legătura între resursele de gaze naturale disponibile la ţărmul Mării Negre şi coridorul BULGARIA - ROMÂNIA - UNGARIA - AUSTRIA, astfel asigurându-se posibilitatea transportului gazelor naturale spre Bulgaria şi Ungaria prin interconectările existente Giurgiu - Ruse (cu Bulgaria) şi Nădlac - Szeged (cu Ungaria). De asemenea, această conductă se va interconecta cu actuala conductă internaţională de transport gaze naturale T1. Conducta este telescopică şi este formată din două tronsoane: ● Tronsonul I: Ţărmul Mării Negre-Amzacea, în lungime de 32,4 km, va avea o capacitate tehnică de 12 mld. mc/an; ● Tronsonul II: Amzacea-Podişor, în lungime de 275.9 km, cu o capacitate tehnică de 6 mld. mc/an. Valoarea estimată a investiţiei este de 360,4 milioane euro, iar data preconizată de finalizare: anul 2021. 3. Interconectarea Sistemului Naţional de Transport gaze naturale cu conducta de transport internaţional gaze naturale T1 Acest proiect este deosebit de important deoarece: ● Prin implementarea sa se creează un culoar de transport între pieţele din Grecia, Bulgaria, România şi Ucraina, în condiţiile în care se realizează şi noua interconectare între Grecia şi Bulgaria; ● Contractul de transport aferent capacităţii conductei Tranzit 1 a expirat la 1 octombrie 2016; începând cu anul gazier 2016-2017 capacitatea de transport a conductei Tranzit 1 se comercializează pe bază de licitaţii, conform codului european privind mecanisme de alocare a capacităţilor în punctele de interconectare transfrontalieră şi a Ordinului ANRE nr. 34/2016; ● Se vor putea asigura fluxuri fizice reversibile în punctul Negru Vodă 1, conform cerinţelor regulamentului (UE) nr. 1938/2017*69); *69) SMG Negru Vodă 1 este bidirecţională, dar fluxul reversibil al gazelor se va putea asigura în momentul în care interconectarea SNT cu conducta de transport internaţional T1 este finalizată ● Proiectul devine necesar şi în contextul preluării în sistemul românesc de transport a gazelor naturale recent descoperite în Marea Neagră, pentru valorificarea acestora pe piaţa românească şi pe pieţele regionale. Proiectul va consta în următoarele: - Faza I: ● Lucrări de interconectare între SNT şi conducta de transport internaţional T1, în zona staţiei de măsurare Isaccea; ● Reabilitarea conductei DN 800 mm Cosmeşti - Oneşti (66,0 km). – Faza II: ● Modernizarea şi amplificarea Staţiei de comprimare Siliştea; ● Modernizarea şi amplificarea Staţiei de comprimare Oneşti; ● Modificări în interiorul NT Siliştea, NT Şendreni şi NT Oneşti. Valoarea estimată a investiţiei este de 77,7 milioane euro, iar data preconizată de finalizare: anul 2020. 4. Dezvoltări ale SNT în zona de Nord - Est a României în scopul îmbunătăţirii aprovizionării cu gaze naturale a zonei, precum şi a asigurării capacităţilor de transport spre Republica Moldova Având în vedere necesitatea îmbunătăţirii alimentării cu gaze naturale a regiunii de nord-est a României şi ţinând seama de perspectiva oferită de noua conductă de interconectare dintre România şi Republica Moldova (Iaşi-Ungheni), de a oferi capacităţi de transport spre/dinspre Republica Moldova, sunt necesare o serie de dezvoltări în sistemul românesc de transport gaze naturale, astfel încât să poată fi asiguraţi parametrii tehnici adecvaţi cerinţelor de consum din regiunile vizate. Proiectul va consta în următoarele: ● Construirea unei noi conducte de transport DN700, direcţia Oneşti-Gherăieşti - 104 km; ● Construirea unei noi conducte de transport DN700, direcţia Gherăieşti-Leţcani - 61 km; ● Construirea unei staţii de comprimare gaze la Oneşti - putere instalată 9,14 MW; ● Construirea unei staţii de comprimare gaze la Gherăieşti - putere instalată 9,14 MW; În prezent, Transgaz poate asigura un debit de ieşire din SNT spre republica Moldova de 43,8 mil. Smc/an. La finalizarea proiectului de dezvoltare SNT în zona de nord-est a României pe direcţia RO-MD se poate asigura un debit de 1,5 mld. mc/an, la o presiune de operare 16-50 bari. Valoarea estimată a investiţiei este de 174,2 milioane euro, iar data preconizată de finalizare: anul 2021. 5. Amplificarea coridorului bidirecţional de transport gaze naturale Bulgaria- România-Ungaria-Austria (BRUA faza 3) În ipoteza în care capacităţile de transport necesare valorificării gazelor naturale din Marea Neagră pe pieţele central-vest europene depăşesc potenţialul de transport al coridorului BRUA faza 2, SNTGN Transgaz SA a planificat dezvoltarea coridorului central care urmăreşte practic traseul unor conducte din sistemul actual, dar care actualmente funcţionează la parametrii tehnici neadecvaţi pentru o arteră magistrală. Proiectul va consta în următoarele: ● Reabilitarea unor conducte existente ce aparţin SNT; ● Înlocuirea unor conducte existente ce aparţin SNT cu conducte noi sau construirea unor conducte noi instalate în paralel cu conductele existente; ● Dezvoltarea a 4 sau 5 staţii noi de comprimare cu o putere totală instalată de aprox. 66-82,5 MW; ● Creşterea capacităţii de transport gaze naturale spre Ungaria cu 4,4 mld. mc/an. Valoarea estimată a investiţiei este de 530 milioane euro, iar data preconizată de finalizare: anul 2025. 6. Proiect privind noi dezvoltări ale SNT în scopul preluării gazelor naturale din Marea Neagră Având în vedere zăcămintele de gaze naturale descoperite în Marea Neagră în ultima perioadă, SNTGN Transgaz SA intenţionează extinderea SNT cu scopul creării unui punct suplimentar de preluare a gazelor naturale provenite din perimetrele de exploatare submarine ale Mării Negre. Proiectul constă în realizarea unei conducte de transport în lungime de aproximativ 25 km şi diametru DN 500, de la ţărmul Mării Negre până la conducta existentă de transport internaţional T1. Capacitatea de transport este 1,23 mld. mc/an. Acest proiect a devenit necesar ca urmare a discuţiilor avute/iniţiate de SNTGN Transgaz SA pe parcursul anului 2015 cu titulari de licenţe de explorare şi exploatare a perimetrelor din Marea Neagră. Valoarea estimată a investiţiei este de 9,14 milioane euro, iar termenul estimat de finalizare: anul 2021, acesta depinzând de graficele de realizare a proiectelor offshore din amonte. 7. Interconectarea Sistemului Naţional de Transport gaze naturale din România cu sistemul de transport gaze naturale din Serbia În contextul prevederilor Strategiei Europene privind Uniunea Energiei şi a acţiunilor de implementare a obiectivelor acestei strategii (competitivitate, sustenabilitate şi securitatea aprovizionării cu energie), România acordă interes deosebit asigurării dimensiunii securităţii energetice, dezvoltării infrastructurii energetice prin diversificarea surselor şi rutelor de transport energetic, întăririi solidarităţii între statele membre şi asigurării funcţionării eficiente a pieţei energiei. În scopul întăririi gradului de interconectivitate între sistemele de transport gaze naturale din statele membre UE şi al creşterii securităţii energetice în regiune, se înscrie şi proiectul privind realizarea interconectării Sistemului Naţional de Transport gaze naturale din România cu cel din Serbia. Varianta analizată de export gaze naturale spre Serbia este de preluare a gazelor naturale din viitoarea conductă BRUA (faza I). Cel mai apropiat punct al conductei BRUA de graniţa dintre România şi Serbia este localitatea Petrovaselo, judeţul Timiş. Proiectul "Interconectarea sistemului naţional de transport gaze naturale cu sistemul similar de transport gaze naturale din Serbia" constă în construirea unei conducte de interconectare a sistemului naţional de transport gaze naturale cu sistemul similar de transport gaze naturale din Serbia pe direcţia Recaş - Mokrin în lungime de aproximativ 97 km. Conform PDSNT 2018- 2027 traseul conductei va fi pe culoarul Recaş-Mokrin, modificat faţă de PDSNT 2017-2027 pe traseul Arad-Mokrin. Proiectul va consta în construirea unei conducte noi de interconectare pe direcţia Recaş-Mokrin în lungime de aprox. 97 km din care aprox. 85 km pe teritoriul României şi 12 km pe teritoriul Şerbiei cu următoarele caracteristici: ● Presiunea în conducta BRUA zona Recaş: 50-54 bar (PN BRUA-63 bar); ● Diametrul Conductei de interconectare: Dn 600 mm; ● Capacitate transport: 1,6 mld mc/an, Presiune în Mokrin: 39-45 bar; ● Construirea unei staţii de măsurare gaze naturale (amplasată pe teritoriul României). Valoarea estimată a investiţiei este de 53,8 milioane euro, iar termenul estimat de finalizare: anul 2020. 8. Modernizare SMG Isaccea 1 şi SMG Negru Vodă 1 În vederea creşterii gradului de asigurare a securităţii energetice în regiune au fost semnate următoarele Acorduri de Interconectare: ● Acordul de Interconectare pentru Punctul de Interconectare Isaccea 1, încheiat cu PJSC Ukrtransgaz, Ucraina, în data de 19.07.2016; ● Acordul de Interconectare pentru Punctul de Interconectare Negru Vodă 1, încheiat cu Bulgartransgaz, Bulgaria, în data de 19.05.2016. Printre acţiunile prevăzute în aceste Acorduri se numără şi modernizarea staţiilor de măsurare gaze naturale din cele două puncte de interconectare. Proiectul "Modernizare SMG Isaccea 1 şi SMG Negru Vodă 1" constă în construirea a două staţii noi de măsurare gaze naturale în incintele existente ale Staţiilor de Măsurare. Valoarea estimată a investiţiei este de 26,7 milioane euro, iar termenul estimat de finalizare: anul 2021. 9. Interconectarea sistemului naţional de transport gaze naturale cu sistemul de transport gaze naturale din Ucraina, pe direcţia Gherăeşti-Siret Acest proiect prevede creşterea gradului de interconectare a reţelei naţionale de transport gaze naturale la reţeaua europeană de transport. Astfel, SNTGN Transgaz SA a identificat oportunitatea realizării unei interconectări a SNT cu sistemul de transport gaze naturale al Ucrainei, pe direcţia Gherăeşti-Siret. Proiectul presupune: ● Construirea unei conducte de transport gaze naturale (130 km) şi a instalaţiilor aferente, pe direcţia Gherăeşti-Siret; ● Construirea unei staţii de măsurare gaze transfrontalieră; ● Amplificarea staţiilor de comprimare Oneşti şi Gherăeşti. Valoarea estimată a investiţiei este de 125 milioane euro, cu termen de finalizare în 2025. 4.5.3. Pieţele energiei electrice şi gazului, preţurile la energie i. Situaţia actuală a pieţelor energiei electrice şi gazului, inclusiv preţurile la energie Piaţa energiei electrice În România, piaţa energiei electrice este formată din: ● Piaţa angro, a cărei dimensiune este determinată de totalitatea tranzacţiilor desfăşurate, depăşind cantitatea transmisă fizic de la producere către consum; totalitatea tranzacţiilor include revânzările realizate în scopul ajustării poziţiei contractuale şi a obţinerii de beneficii financiare; ● Piaţa cu amănuntul, în cadrul căreia au loc tranzacţii între furnizori (concurenţiali sau de ultimă instanţă) şi clienţi finali (alimentaţi în regim concurenţial sau în condiţii reglementate - conform Art. 53, alin. (2) şi Art. 55, alin. (1) din Legea energiei electrice şi gazelor naturale nr. 123/2012). Participanţii la piaţa energiei electrice şi structurile operaţionale asociate sunt: ● Operatorul de transport şi sistem energetic (Transelectrica SA); ● Operatorul pieţei de energie electrică (OPCOM SA); ● Orice persoană fizică sau juridică, care cumpără, vinde sau produce energie electrică, care este implicat în agregare sau care este un operator de consum dispecerizabil sau de servicii de stocare a energiei, inclusiv prin plasarea de ordine de tranzacţionare pe una sau mai multe pieţe de energie electrică, inclusiv pe pieţele de echilibrare a energiei. Operatorul de piaţă OPCOM SA administrează următoarele pieţe de energie electrică: ● Piaţa pentru Ziua Următoare (PZU); ● Piaţa Intrazilnică (PI); ● Cadrul organizat pentru tranzacţionarea în regim concurenţial a contractelor bilaterale de energie electrică prin licitaţie extinsă (PCCB-LE), prin negociere continuă (PCCB-NC) şi prin contracte de procesare (PCCB-PC); ● Piaţa centralizată cu negociere dublă continuă a contractelor bilaterale de energie electrică (PC-OTC); ● Piaţa de energie electrică pentru clienţii finali mari (PMC); ● Piaţa centralizată pentru serviciul universal (PCSU); ● Piaţa Certificatelor Verzi (PCV); ● Piaţa centralizată pentru energie electrică din surse regenerabile susţinută prin certificate verzi. În anul 2018, în România au operat 124 producători de energie electrică deţinători de unităţi dispecerizabile din surse de producere hidroelectrică, nucleară, termoelectrică, eoliană, fotovoltaică şi biomasă. În anul 2018 s-a produs o cantitate de energie electrică de 61,97 TWh, în timp ce energia electrică livrată de respectivii producători în reţele a reprezentat o cantitate de 58,31 TWh. Tabel 24 - Structura producătorilor de energie electrică deţinători de unităţi dispecerizabile pentru 2018
┌───────────────────┬───────────┬──────┐
│ │Energie │Cota │
│Producător │electrică │de │
│dispecerizabil │produsă în │piaţă │
│ │2018 (GWh) │(%) │
├───────────────────┼───────────┼──────┤
│Hidroelectrica SA │17.232 │27,81%│
├───────────────────┼───────────┼──────┤
│Complexul Energetic│14.143 │22,82%│
│Oltenia SA │ │ │
├───────────────────┼───────────┼──────┤
│SN Nuclearelectrica│11.377 │18,36%│
│SA │ │ │
├───────────────────┼───────────┼──────┤
│OMV Petrom SA │4.848 │7,82% │
├───────────────────┼───────────┼──────┤
│Electrocentrale │2.592 │4,18% │
│Bucureşti SA │ │ │
├───────────────────┼───────────┼──────┤
│Enel Green Power │1.226 │1,98% │
│Romania SRL │ │ │
├───────────────────┼───────────┼──────┤
│Romgaz SA │1.165 │1,88% │
├───────────────────┼───────────┼──────┤
│Complexul Energetic│960 │1,55% │
│Hunedoara SA │ │ │
├───────────────────┼───────────┼──────┤
│Tomis Team SRL │646 │1,04% │
├───────────────────┼───────────┼──────┤
│CET Govora SA │525 │0,85% │
├───────────────────┼───────────┼──────┤
│Ovidiu Development │479 │0,77% │
│SRL │ │ │
├───────────────────┼───────────┼──────┤
│Verbund Wind Power │431 │0,7% │
│SRL* │ │ │
├───────────────────┼───────────┼──────┤
│EDPR Romania SRL │426 │0,69% │
├───────────────────┼───────────┼──────┤
│Veolia Energie │408 │0,65% │
│Prahova SRL │ │ │
├───────────────────┼───────────┼──────┤
│Alţi producători │ │ │
│dispecerizabili (cu│5.515 │8,9% │
│cote de piaţă sub │ │ │
│pragul de 1%) │ │ │
├───────────────────┼───────────┼──────┤
│TOTAL │61.973 │100% │
└───────────────────┴───────────┴──────┘
Sursă: Raport Naţional ANRE 2018 Sectorul de producere a energiei electrice este dominat de principalii 3 producători de energie electrică din surse clasice, Hidroelectrica, CE Oltenia şi Nuclearelectrica, care împreună, asigură cca. 69% din energia electrică produsă în unităţi dispecerizabile. Prezentăm, în tabelul următor, indicatorii de concentrare calculaţi în funcţie de energia livrată în reţele, pentru 2018: Tabel 25 - Indicatorii de concentrare a pieţei de producţie de energie electrică pentru 2018
┌──────────────────────────────┬───────┐
│Indicatori de concentrare │2018 │
├──────────────────────────────┼───────┤
│C1 (%) │29,02% │
├──────────────────────────────┼───────┤
│C3 (%) │68,91% │
├──────────────────────────────┼───────┤
│HHI │1.742 │
└──────────────────────────────┴───────┘
Sursă: Raport Naţional ANRE 2018 Valorile indicatorilor de concentrare păstrează sectorul de producere a energiei electrice în zona limitelor care despart pieţele cu un grad moderat de concentrare de cele cu un grad de concentrare ridicat. Mai jos sunt prezentate volumele anuale livrate pe fiecare dintre componentele pieţei angro în anul 2018, precum şi ponderea din consumul intern înregistrat în 2018: Tabel 26 - Volumele anuale livrate pe fiecare dintre componentele pieţei angro în anul 2018
┌─────────────────┬──────┬─────────────┐
│Componentele │2018 │Pondere din │
│pieţei angro │(GWh) │consum intern│
│ │ │2018 (%) │
├─────────────────┼──────┼─────────────┤
│Piaţa │ │ │
│contractelor │- │- │
│reglementate │ │ │
├─────────────────┼──────┼─────────────┤
│Piaţa │ │ │
│contractelor │438 │0,8 │
│negociate direct │ │ │
├─────────────────┼──────┼─────────────┤
│Pieţe │ │ │
│centralizate de │67.005│120,2 │
│contracte │ │ │
│bilaterale │ │ │
├─────────────────┼──────┼─────────────┤
│Piaţa │ │ │
│centralizată │2.208 │4,0 │
│pentru serviciul │ │ │
│universal │ │ │
├─────────────────┼──────┼─────────────┤
│Piaţa pentru Ziua│23.541│42,2 │
│Următoare │ │ │
├─────────────────┼──────┼─────────────┤
│Piaţa Intra │159 │0,3 │
│zilnică │ │ │
├─────────────────┼──────┼─────────────┤
│Piaţa de │3.305 │5,9 │
│Echilibrare │ │ │
├─────────────────┼──────┼─────────────┤
│Export* │5.479 │9,8 │
└─────────────────┴──────┴─────────────┘
* Cantitatea aferentă contractelor de export în anul 2018 include atât cantităţile exportate de furnizori/traderi, cât şi exportul realizat prin intermediul CNTEE Transelectrica S.A., în calitatea sa de agent de transfer pentru PZU cuplat. Sursă: Raport Naţional ANRE 2018 În anul 2018 a predominat livrarea energiei tranzacţionate pe pieţele centralizate de contracte bilaterale de energie electrică organizate la nivelul OPCOM (PC-OTC, PCCB-LE şi PCCB-NC), care asigură în special livrarea energiei aferente tranzacţiilor pe contracte încheiate pe termen mediu sau lung, urmate de PZU în cazul tranzacţiilor cu livrare pe termen scurt. În ceea ce priveşte activitatea comercială transfrontalieră, prezentată în tabelul următor, se poate constata faptul că România îşi menţine poziţia de exportator net în regiune: Tabel 27 - Activitatea comercială transfrontalieră a României pentru anul 2018
┌──────────────────────────────┬───────┐
│Tranzacţii import/export │2018 │
├──────────────────────────────┼───────┤
│Export │ │
├──────────────────────────────┼───────┤
│Volum (GWh) │5.479 │
├──────────────────────────────┼───────┤
│Preţ mediu (lei/MWh) │193,66 │
├──────────────────────────────┼───────┤
│din care, prin PZU cuplat* │ │
├──────────────────────────────┼───────┤
│Volum (GWh) │1.399 │
├──────────────────────────────┼───────┤
│Preţ mediu (lei/MWh) │180,23 │
├──────────────────────────────┼───────┤
│Import │ │
├──────────────────────────────┼───────┤
│Volum │2.934 │
├──────────────────────────────┼───────┤
│Preţ mediu (lei/MWh) │248,66 │
├──────────────────────────────┼───────┤
│din care, prin PZU cuplat* │ │
├──────────────────────────────┼───────┤
│Volum (GWh) │1.123 │
├──────────────────────────────┼───────┤
│Preţ mediu │253,40 │
└──────────────────────────────┴───────┘
* Cantitatea aferentă contractelor de export în anul 2018 include atât cantităţile exportate de furnizori/traderi, cât şi exportul realizat prin intermediul CNTEE Transelectrica S.A., în calitatea sa de agent de transfer pentru PZU cuplat. Sursă: Raport Naţional ANRE 2018 Pe parcursul anului 2018, pe piaţa cu amănuntul au activat 97 titulari de licenţă pentru activitatea de furnizare a energiei electrice, dintre care 5 sunt furnizori desemnaţi de ANRE drept furnizori de ultimă instanţă şi 25 deţin şi licenţă pentru exploatarea comercială a capacităţilor de producere a energiei electrice. Valoarea indicatorilor de concentrare - HHI şi C1, calculaţi la nivelul întregii pieţe concurenţiale cu amănuntul în 2018 este egal cu HHI - 551 respectiv C1 - 10%, ce evidenţiază existenţa unei pieţe neconcentrate, determinată de numărul mare de furnizori activi şi de divizarea acestora ca putere de piaţă. La nivelul întregului an, consumul de energie electrică al clienţilor finali a fost de cca. 50 TWh, cu 3,3% mai mare fată de cel din anul 2017. Din acesta, cea mai mare cantitate (cca. 74,5% din consumul final) a reprezentat-o consumul clienţilor noncasnici (peste 37 TWh, în creştere cu 4% faţă de anul 2017), în timp ce consumul clienţilor casnici (de cca. 12,8 TWh) a înregistrat o creştere de doar 1,4%: În tabelul de mai jos este prezentată structura pieţei româneşti la nivelul anului 2018: Tabel 28 - Structura pieţei cu amănuntul din România în 2018
┌──────────┬──────────────────┬────────────────┐
│ │Piaţa reglementată│Piaţa │
│ │ │concurenţială │
│Tip client├─────────┬────────┼─────────┬──────┤
│ │Nr. │Volume │Nr. │Volume│
│ │clienţi │(GWh) │clienţi │(GWh) │
├──────────┼─────────┼────────┼─────────┼──────┤
│Casnic │6.489.134│9.656,82│2.127.461│3.116 │
├──────────┼─────────┼────────┼─────────┼──────┤
│Non-casnic│186.362 │993,4 │175.493 │36.256│
└──────────┴─────────┴────────┴─────────┴──────┘
Sursă: Raport Naţional ANRE 2018 În conformitate cu prevederile din Ordinul ANRE nr. 145/2014 privind implementarea sistemelor de măsurare inteligentă (SMI) a energiei electrice, cu modificările şi completările ulterioare, operatorii concesionari de distribuţie a energiei electrice au avut obligaţia de a realiza proiecte-pilot avizate de ANRE: ● În anul 2015, 18 proiecte pilot în valoare de 69.639.770 lei, pentru cei 8 operatori de distribuţie a energiei electrice (ODC) concesionari; ● În anul 2016, 22 proiecte pilot în valoare de 67.855.333 lei, pentru 4 din cei 8 ODC; ● În anul 2017, conform prevederilor art. 5 alin. (3) din Ordinul ANRE nr. 145/2014, operatorii de distribuţie a energiei electrice concesionari au avut dreptul de a realiza investiţii în SMI în valoare de cel mult 10% din valoarea programelor anuale de investiţii aprobate. Aceste investiţii nu mai urmau a fi realizate ca proiecte pilot avizate de către ANRE, ci trebuiau fundamentate ca proiecte de investiţii prudente în sensul Metodologiei de stabilire a tarifelor de distribuţie a energiei electrice, aprobate prin Ordinul ANRE nr. 72/2013 şi al Procedurii privind elaborarea şi aprobarea programelor de investiţii ale operatorilor economici concesionari ai serviciului de distribuţie a energiei electrice, aprobate prin Ordinul ANRE nr. 8/2016. Prin urmare, la data de 31.12.2017, structura pe tipuri de consumatori şi numărul total de consumatori integraţi în SMI este după cum urmează: Tabel 29 - Structura pieţei cu amănuntul din România pe tipuri de consumatori la data de 31.12.2017
┌─────────┬───────┬──────────┬───────┬───────────┐
│ │ │ │ │% │
│ │Clienţi│Clienţi │ │consumatori│
│ │casnici│noncasnici│Total │JT │
│ │ │ │ │integraţi │
│ │ │ │ │în SMI │
├─────────┼───────┼──────────┼───────┼───────────┤
│Nr │ │ │ │ │
│clienţi │415.993│27.713 │442.706│4,8% │
│integraţi│ │ │ │ │
│în SMI │ │ │ │ │
└─────────┴───────┴──────────┴───────┴───────────┘
Sursă: Analiză ANRE privind rezultatele înregistrate la data de 31.12.2017 prin utilizarea sistemelor de măsurare inteligentă a energiei electrice realizate În graficele de mai jos este prezentată evoluţia preţului mediu trimestrial al energiei electrice în România şi media UE (28 ţări) pentru consumatorii casnici respectiv consumatorii industriali. Acest preţ include toate taxele şi accizele aplicabile. Astfel, se observă că în ambele cazuri preţul din România este mai mic decât media europeană, diferenţele cele mai mari fiind întâlnite în cazul consumatorilor casnici. Grafic 39 - Evoluţia preţului mediu trimestrial al energiei electrice pentru consumatorii casnici în România şi UE 28 [EUR/MWh] (a se vedea imaginea asociată) Sursă: DG Energy, Rapoarte trimestriale cu privire la piaţa europeană a energiei electrice T1 2018 - T3 2019 Notă: Preţurile medii trimestriale ale energiei electrice pentru consumatorii casnici conţin toate taxele şi accizele Grafic 40 - Evoluţia preţului mediu trimestrial al energiei electrice pentru consumatorii industriali în România şi UE 28 [EUR/MWh] (a se vedea imaginea asociată) Sursă: DG Energy, Rapoarte trimestriale cu privire la piaţa europeană a energiei electrice T1 2018 - T3 2019 Notă: Preţurile medii trimestriale ale energiei electrice pentru consumatorii industriali exclud TVA şi alte taxe recuperabile Piaţa gazelor naturale În România, piaţa gazelor naturale este formată din*70): *70) Conform Raportului lunar de monitorizare a pieţei interne de gaze naturale pentru 2017august 20182017, elaborat de ANRE (https://www.anre.ro/ro/gaze-naturale/rapoarte/rapoarte-piata-gaze- naturale/rapoarte-lunare-de-monitorizare-pentru-piata-interna-de-gaze-naturale-2018) ● Piaţa reglementată - care cuprinde activităţile cu caracter de monopol natural, activităţile conexe acestora şi furnizarea la preţ reglementat şi în baza contractelor-cadru, aprobate de ANRE; această piaţă se adresează consumatorilor casnici, urmând a fi liberalizată complet începând cu luna iulie 2021; ● Piaţa concurenţială - care cuprinde comercializarea gazelor naturale pe piaţa angro (între furnizori persoană fizică sau juridică ce realizează activitatea de furnizare a gazelor naturale, inclusiv producători de gaze naturale, între furnizori şi distribuitori, precum şi între furnizori şi operatorul de transport şi de sistem) şi pe piaţa cu amănuntul (între furnizori, inclusiv producători şi clienţii eligibili). În piaţa concurenţială, preţurile se formează liber pe baza cererii şi a ofertei, ca rezultat al mecanismelor concurenţiale prin tranzacţionare pe pieţe centralizate, transparent, public şi nediscriminatoriu şi în baza unor contracte negociate, iar pe piaţa concurenţială cu amănuntul preţurile se formează şi pe bază de oferte-tip. Structura pieţei din România în funcţie de destinaţia gazelor naturale este următoarea: - piaţa angro - în care gazele naturale produse şi importate sunt comercializate/tranzacţionate între operatorii economici din sectorul gazelor naturale, în principal în scopul acoperirii obligaţiilor contractuale/consumurilor şi ajustării portofoliilor; – piaţa cu amănuntul (reprezintă vânzările către clienţii finali atât din piaţa reglementată, cât şi din piaţa concurenţială). În funcţie de tipul de contract, piaţa concurenţială funcţionează pe bază de: - contracte bilaterale; – tranzacţii pe pieţe centralizate (în care gazele sunt vândute către alţi titulari de licenţe şi către clienţii finali); – alte tipuri de tranzacţii sau contracte. În luna august 2018 pe piaţa din România existau: ● 8 producători de gaze naturale; ● 88 furnizori; ● 36 operatori de distribuţie; ● un operator de transport (SNTGN Transgaz SA); ● 2 operatori de înmagazinare (S.N.G.N. Romgaz Filiala de Înmagazinare gaze naturale DEPOGAZ Ploieşti S.R.L şi S.C. Depomureş S.A.); ● 2 operatori de pieţe centralizate (BRM S.A. şi OPCOM S.A.). În anul 2018, producţia de gaze naturale din România, a fost asigurată de un număr de 8 producători de gaze naturale: S.N.G.N. Romgaz S.A., OMV Petrom S.A., Amromco Energy S.R.L., Raffles Energy S.R.L., Foraj Sonde S.A., Stratum Energy LLC, Hunt Oil Company Of România S.R.L. şi S.C. Mazarine Energy România S.R.L. Cantitatea de gaze naturale produsă în anul 2018 a fost de 111,203 TWh, după cum urmează (TWh): Tabel 30 - Cantitatea de gaze naturale produsă în anul 2018, pe producători [TWh]
┌─────────────┬────────────────────────┐
│Companie │Cantitate gaze naturale │
│ │produsă - 2018 (TWh) │
├─────────────┼────────────────────────┤
│Amromco │2,352 │
│Energy │ │
├─────────────┼────────────────────────┤
│Foraje Sonde │0,099 │
├─────────────┼────────────────────────┤
│Hunt Oil │0,814 │
│Company │ │
├─────────────┼────────────────────────┤
│Mazarine │ │
│Energy │0,137 │
│Romania │ │
├─────────────┼────────────────────────┤
│OMV Petrom │50,495 │
├─────────────┼────────────────────────┤
│Raffles │0,041 │
│Energy │ │
├─────────────┼────────────────────────┤
│Romgaz │55,986 │
├─────────────┼────────────────────────┤
│Stratum │ │
│Energy │1,279 │
│Romania │ │
├─────────────┼────────────────────────┤
│Total │111,203 │
└─────────────┴────────────────────────┘
Sursă: Raport Naţional ANRE 2018 În anul 2018, România a importat o cantitate de gaze naturale de aproximativ 16,2 TWh, în timp ce cantitatea exportată a fost de cca. 0,3 TWh. În anul 2018, cantităţile tranzacţionate pe pieţele centralizate, pe platformele administrate de către operatorii OPCOM şi BRM, au însumat un volum total de 70,51 TWh, din care 68,01 TWh pentru piaţa angro şi 2,50 TWh pentru piaţa en-detail. În anul 2018 pe piaţa cu amănuntul de gaze naturale au activat 80 de furnizori, din care: ● 35 de furnizori care activează pe piaţa cu amănuntul reglementată de gaze naturale; ● 78 de furnizori care activează pe piaţa cu amănuntul concurenţială de gaze naturale. În anul 2018, consumul livrat de furnizori către clienţii finali a fost de aproximativ 119,19 TWh, din care aprox. 85,25 TWh a reprezentat consumul noncasnic, iar 33,94 TWh consumul casnic, după cum urmează: Tabel 31 - Structura livrărilor de energie electrică către clienţii finali pentru anul 2018, pe tipuri de clienţi
┌──────────┬─────────┬──────┬──────────┐
│Clienţi │Nr. │Consum│Pondere în│
│finali │clienţi │(TWh) │total │
│ │ │ │consum │
├──────────┼─────────┼──────┼──────────┤
│Clienţi │3.661.002│33,94 │28,48% │
│casnici │ │ │ │
├──────────┼─────────┼──────┼──────────┤
│Clienţi │204.454 │85,25 │71,52% │
│noncasnici│ │ │ │
├──────────┼─────────┼──────┼──────────┤
│Total │3.865.456│119,19│100% │
└──────────┴─────────┴──────┴──────────┘
Sursă: Raport Naţional ANRE 2018 Situaţia defalcată în funcţie de piaţă concurenţială şi cea reglementată în anul 2018 este prezentată mai jos: Tabel 32 - Structura livrărilor de energie electrică către clienţii finali pentru anul 2018, pe tip de piaţă
┌──────────┬────────────────┬──────────────┐
│ │Piaţa │Piaţa │
│ │reglementată │concurenţială │
│Tip client├─────────┬──────┼───────┬──────┤
│ │Nr. │Volume│Nr. │Volume│
│ │clienţi │(TWh) │clienţi│(TWh) │
├──────────┼─────────┼──────┼───────┼──────┤
│Casnic │3.441.069│31,98 │219.933│1,96 │
├──────────┼─────────┼──────┼───────┼──────┤
│Non-casnic│N/A │N/A │204.454│85,25 │
└──────────┴─────────┴──────┴───────┴──────┘
Sursă: Raport Naţional ANRE 2018 Începând cu data de 1 ianuarie 2015, piaţa internă de gaze naturale a fost liberalizată total pentru clienţii noncasnici. În graficele de mai jos este prezentată evoluţia preţului mediu trimestrial al gazelor naturale în România şi media UE (28 ţări) pentru consumatorii casnici, respectiv consumatorii industriali. Acest preţ include toate taxele şi accizele aplicabile. Astfel, se observă că în ambele cazuri preţul din România este mai mic decât media europeană, diferenţele cele mai mari fiind întâlnite în cazul consumatorilor casnici. Grafic 41 - Evoluţia preţului mediu trimestrial al gazelor naturale, exclusiv TVA, pentru consumatorii casnici în România şi UE 28 [EUR/MWh] (a se vedea imaginea asociată) Sursă: DG Energy, Rapoarte trimestriale cu privire la piaţa europeană a gazelor naturale, T1 2018 - T3 2019 Notă: Preţurile medii trimestriale ale energiei electrice pentru consumatorii casnici conţin toate taxele şi accizele Grafic 42 - Evoluţia preţului mediu trimestrial al gazelor naturale, exclusiv TVA, pentru consumatorii industriali în România şi UE 28 [EUR/MWh] (a se vedea imaginea asociată) Sursă: DG Energy, Rapoarte trimestriale cu privire la piaţa europeană a gazelor naturale T1 2018 - T3 2019 Notă: Preţurile medii trimestriale ale energiei electrice pentru consumatorii industriali exclud TVA şi alte taxe recuperabile ii. Previziuni referitoare la evoluţia în contextul politicilor şi măsurilor existente, cel puţin până în 2040 (inclusiv pentru anul 2030) În graficul de mai jos este prezentată evoluţia preconizată a preţului electricităţii în condiţiile actuale. Acest preţ nu conţine TVA şi accize. Grafic 43 - Evoluţia preconizată a preţului mediu al electricităţii, exclusiv TVA, în contextul măsurilor şi politicilor actuale (a se vedea imaginea asociată) Sursă: Scenariu PRIMES 2016, elaborat pentru Ministerul Energiei Notă: Preţul final al energiei electrice este o medie a preţului final către consumatorii casnici şi industriali, cuprinde toate tarifele aferente serviciilor de sistem (ex: transport, distribuţie), precum şi alte costuri (ex: certificate verzi) şi nu include TVA şi accize În ceea ce priveşte evoluţia preţului gazelor naturale în contextul politicilor şi măsurilor actuale, aceasta a fost prezentată în secţiunea 4.1.iii "Tendinţele energetice globale, preţurile combustibililor fosili la nivel internaţional, preţul dioxidului de carbon în cadrul EU ETS". 4.6. Dimensiunea "cercetare, inovare şi competitivitate" i. Situaţia actuală a sectorului tehnologiilor cu emisii reduse de dioxid de carbon şi, în măsura în care este posibil, poziţia acestuia pe piaţa mondială (această analiză se va realiza la nivelul Uniunii sau la nivel mondial) Prin comparaţie cu cele 5 direcţii strategice propuse de Comisia Europeană, pilonul de cercetare-inovare consemnează cel mai mare decalaj între potenţialul României şi concentrarea eforturilor pentru realizarea acestuia, tendinţa care se reflectă şi la nivel sectorial. Principalele provocări sunt legate de lipsa predictibilităţii în finanţare, subdimensionarea masei critice de resurse umane, absorbţia redusă a fondurilor europene şi birocraţie. La nivel european, instrumentul principal pentru promovarea şi mobilizarea surselor de finanţare în domeniul cercetării, inovării şi competitivităţii din domeniul energetic este reprezentat de planul SET (Strategic Energy Technology). Acesta adresează priorităţi precum: consolidarea poziţiei UE ca lider în domeniul resurselor regenerabile, participarea consumatorilor la protejarea ecosistemului, prin sisteme inteligente, sisteme de eficienţă energetică, transport sustenabil, captarea, utilizarea şi stocarea carbonului şi îmbunătăţirea siguranţei în utilizarea energiei nucleare. Figura 6 - Componentele principale din cadrul Planului SET (a se vedea imaginea asociată) Sursă: Planul Strategic pentru Tehnologie în domeniul Energiei (SET Plan), 2017 Infrastructurile de cercetare şi proiectele descrise mai jos, aflate în diferite stadii de dezvoltare, pot fi încadrate pe structura SET precum urmează. Participarea consumatorilor la sistemul energetic inteligent Cadrul de reglementare pentru încurajarea participării prosumatorilor la circuitul energetic a fost îmbunătăţit prin Legea nr.184/2018, asigurându-se o definire mai clară a conceptului de "prosumator" şi simplificarea procedurilor de autorizare, facilităţi fiscale şi opţiuni de promovare a producerii energiei din resurse regenerabile*71), precum exceptarea de la obligaţia de achiziţie anuală şi trimestrială de certificate verzi, dar şi de la plata tuturor obligaţiilor fiscale aferente cantităţii de energie electrică produsă (autoconsum/excedent vândut furnizorilor). *71) Monitorul Oficial al României, Partea I, 635/20 Iulie 2018. Lege pentru aprobarea O.U.G. nr. 24/2017, privind modificarea şi completarea legii 220/2008 Oraşe inteligente Strategia pentru transformarea capitalei ţării este în lucru, urmărind să abordeze teme din domeniul energiei, precum producerea de energie din resurse regenerabile, monitorizarea reţelelor de energie cu ajutorul tehnologiilor informatice şi de comunicare, controlul poluării şi monitorizarea calităţii apei/aerului/solului, utilizarea panourilor fotovoltaice şi solare la nivelul clădirilor, extinderea soluţiilor pentru cogenerare, în special de înaltă eficienţă, utilizarea soluţiilor pentru stocarea excedentului energetic şi diminuarea timpului de remediere a defecţiunilor şi a cheltuielilor de mentenanţă. Oraşul Alba-Iulia, prin parteneriat al municipalităţii cu diferite companii multinaţionale din segmentul tehnologic, precum şi IMM-uri locale sau din regiune, a beneficiat de implementarea mai multor proiecte de tip oraş inteligent, precum*72): *72) https://albaiuliasmartcity.ro/soluţii/, accesat la data de 30.10.2018, ora 09:20 ● Proiecte funcţionale: iluminat inteligent, echipament industrial IoT (Internet of Things) pentru management energetic la nivel public, sistem solar termodinamic cu randament de 450%, care produce apă caldă în mod continuu, chiar şi pe timpul nopţii; ● Proiecte în implementare: set de contorizare inteligentă LED + senzori IoT pentru 3 clădiri din cadrul unei şcoli, ce permite transmiterea la distanţă a consumurilor de electricitate, apă şi gaze naturale, soluţie completă de iluminat inteligent; ● Proiect în analiză: Reţele Inteligente de Energie Electrică şi Sisteme cu Energie Regenerabilă" reprezintă un sistem de soluţii integrate de stocare de energie de mare capacitate în punctele cheie conectate la surse de producţie electrică din resurse regenerabile (sistem fotovoltaic). Sisteme pentru eficienţă energetică Infrastructura de cercetare CCAT (Centrul de Cercetări Avansate în Propulsie) îşi propune să devină un pol de excelenţă în conceptele de propulsie aeronautică, navală, spaţiu. În domeniul SmartGrid se remarcă participarea Ministerului Educaţiei şi Cercetării şi UEFISCDI (Unitatea Executivă pentru Finanţarea Învăţământului Superior, a Cercetării, Dezvoltării şi Inovării), instituţie publică aflată în subordinea Ministerului Educaţiei şi Cercetării, la programul European ERANet SmartGridPlus, care urmăreşte să fluidizeze transferul de cunoştinţe a iniţiativelor Smart Grid la nivel regional şi continental*73). *73) Sursă: UEFISCDI, https://uefiscdi.ro/era-net-smart-grids-plus, accesat la data de 30.10.2018, ora 09:55 Tot în cadrul ERANet menţionăm participarea românească în proiectul CERA-SG (colectare eficientă de date în reţele inteligente), coordonat de MINcom Smart Solutions GmbH (Germania), în parteneriat cu un IMM local, Universitatea din Piteşti şi o companie Europeană din domeniul energiei, cât şi FISMEP (platforma API open source, ce-şi propune rezultate aplicabile în arii precum clădiri inteligente, reţele inteligente, sisteme avansate de monitorizare a serviciilor energetice), ce reuneşte centre de cercetare din România (Universitatea Politehnică), Germania, Suedia, precum şi companii locale şi Europene din domeniul energiei, sub coordonarea Universităţii RWTH Aachen din Germania*74). *74) Sursă: ERA-Learn.eu, https://www.era-learn.eu/network-information/networks/era-net- smartgridplus/era-net-smart-grids-plus-joint-call-for-proposals/cost-efficient-data-collection-for-smart-grid-and-revenue-assurance, accesat la data de 30.10.2018, ora 09:57 RENEWS reprezintă o infrastructură de cercetare ce urmăreşte crearea şi consolidarea unui centru naţional de excelenţă în domeniul energiei, mediului şi apei, contribuind de-asemenea la obiectivul ESFRI 1.2, referitor la modernizarea infrastructurii de cercetare prin conectarea reţelelor naţionale şi internaţionale*75). *75) Raport privind infrastructurile de cercetare din România - Roadmap 2017, Comitetul Român pentru Infrastructuri de Cercetare Creşterea securităţii nucleare şi reducerea deşeurilor radioactive în reactoare nucleare de Generaţie IV ● ALFRED (Advanced Lead Fast Reactor European Demonstrator) reprezintă un proiect de cercetare pentru un reactor de demonstraţie a tehnologiei reactorilor rapizi răciţi cu plumb (LFR, Lead Fast Reactors). Tehnologia LFR este susţinută de Uniunea Europeană prin iniţiativele SNETP (Sustainable Nuclear Energy Technology Platform) şi ESNII (European Sustainable Nuclear Industrial Iniţiative), pentru dezvoltarea sistemelor nucleare de Generaţie IV. Acestea sunt bazate pe reactori rapizi răciţi cu plumb (LFR), cu sodiu (Sodium Fast Reactor) şi cu gaz (Gas Fast Reactor). Proiectul se află în portofoliul consorţiului internaţional FALCON (Fostering ALFRED CONstruction), format în 2013 la Bucureşti de către Regia Autonomă Tehnologii pentru Energia Nucleară, Ansaldo Nucleare şi ENEA, fiind urmate în 2014 de CVR (Centrum Vyzkumu Rez, Republica Ceha). În prezent, FALCON a semnat 10 acorduri de cooperare ştiinţifică cu organizaţii de cercetare-dezvoltare din ţările Uniunii Europeane, care contribuie la dezvoltarea tehnologiei LFR, precum şi un memorandum de colaborare cu SN Nuclearelectrica, în 2018. Consorţiul FALCON a estimat perioada de testare a tehnologiilor, precum şi finalizarea proiectării şi ingineriei pentru ALFRED în perioada următoare, cu scopul de a finaliza construcţia demonstratorului de la Mioveni Piteşti (România) înainte de anul 2030. ALFRED ar avea astfel o putere totală de 300 MWth, iar costurile estimate s-ar putea ridica între 1 - 1,4 miliarde EUR*76). *76) Memorandum ALFRED - 7 Ianuarie 2014, Raportul privind infrastructurile de cercetare din România - Roadmap 2017, Comitetul Român pentru Infrastructuri de Cercetare ● Instalaţia pilot experimentală pentru separarea tritiului şi deuteriului (PESTD) - ICSI Nuclear, obiectiv de intreres naţional, are misiunea de a realiza tehnologia de detriţiere a apei grele utilizată ca moderator şi agent de răcire la reactoarele nucleare CANDU şi de a verifica materialele şi echipamentele specifice în mediul tritiat şi la temperaturi crogenice. Instalaţia pilot experimentală este inclusă în lista instalaţiilor nucleare supravegheate de către Agenţia pentru Energia Atomică de la Viena. Printre partenerii ICSI din domeniul nuclear se numără KIT Karlsruhe - Laboratorul de Tritiu şi Institutul pentru Elemente Transuraniene din Karlsruhe, Germania, Centrul de Energie Nucleara din Belgia şi Comisariatul pentru Energie Atomica din Franţa. De asemenea, ICSI este înscrisă în bazele de date internaţionale şi ca membru în reţelele de cercetare în cadrul - European Commission - Research Executive Agency - Validation Services - Legal Entity Appointed Representative (LEAR), EU research and innovation programme Horizon 2020, EURATOM - Internaţional Thermonuclear Experiment Reactor (ITER), European Fusion Development Agreement (EFDA) şi Fusion for Energy (F4E)*77). *77) Memorandum ALFRED - 7 Ianuarie 2014, Raportul privind infrastructurile de cercetare din România - Roadmap 2017, Comitetul Român pentru Infrastructuri de Cercetare ● În ceea ce priveşte cooperarea internaţională din domeniu, Institutul Naţional de Cercetare-Dezvoltare pentru Fizică şi Inginerie Nucleară "Horia Hulubei" participă la infrastructurile din cadrul CERN Geneva (Organizaţia Europeană pentru Cercetare Nucleară), FAIR Darmstad (Centrul de cercetare în domeniul protonilor şi antiprotonilor) şi colaborează bilateral cu IN2P3 Franţa (Institutul Naţional pentru cercetare în domeniul fizicii nucleare şi de particule), INFN Italia (Institutul Naţional pentru Fizică Nucleară) şi JRC - CE (Centrul Comun de Cercetare CE). Transport sustenabil Centrul Naţional pentru Hidrogen şi Pile de Combustibil (CNHPC), parte a ICSI Energy Rm. Vâlcea, coordonează activitatea de cercetare în domeniul producerii, stocării şi aplicaţiilor hidrogenului la pilele de combustibil. Principalele direcţii urmărite sunt reprezentate de: ● conversia hidrogenului în energie, gas-to power; ● tehnologii de stocare a energiei pentru obţinerea parametrilor de realizare a staţiilor de tip power-to-gas; ● tehnologii hibride de stocare energie - programul Lithium-ion; ● dezvoltarea de propulsoare "curate" pentru mobilitate - programul "H-mobility". ICSI colaborează în cadrul iniţiativelor comune pentru tehnologii pe hidrogen şi celule de combustibil (Joint Technology Iniţiative on Hydrogen and Fuel Cells Research Group şi N.ERGHY Group)*78). *78) Raport anual de activitate, 2017 - Institutul Naţional de Cercetare-Dezvoltare pentru Tehnologii Criogenice şi Izotopice - ICSI Rm. Vâlcea ii. Nivelul actual al cheltuielilor publice şi, dacă sunt disponibile, al celor private pentru cercetare şi inovare în domeniul tehnologiilor cu emisii reduse de dioxid de carbon, numărul actual de brevete şi numărul actual de cercetători Opţiunile de finanţare includ fondurile naţionale de investiţii (cuprinse în instrumentele de implementare a Strategiei Naţionale de Cercetare, Dezvoltare Tehnologică şi Inovare 2014-2020), Fonduri Europene (POC, Horizon Europe), fonduri din mediul privat sau alte fonduri (de exemplu, programe bugetate la nivelul Ministerul Dezvoltării, Lucrărilor Publice şi Administraţiei şi Ministerul Fondurilor Europene). Planul naţional pentru cercetare-dezvoltare şi inovare pentru perioada 2015-2020 (PNCDI III) reprezintă un mecanism major pentru finanţarea activităţilor din domeniu. Acesta susţine domeniile prioritare identificate în cadrul strategiei naţionale pentru cercetare-dezvoltare şi inovare 2020: Domenii prioritare de specializare inteligentă ● Bioeconomie; ● Tehnologia informaţiei şi a comunicaţiilor, spaţiu şi securitate; ● Energie, mediu şi schimbări climatice; ● Eco-nanotehnologii şi materiale avansate. Domenii de prioritate publică ● Sănătate; ● Patrimoniu şi identitate culturală; ● Tehnologii noi şi emergente. Bugetul total al PNCDI III pentru întreaga perioadă de implementare se ridică la maximum 15 miliarde lei. Plecând de la nivelul iniţial, modelul investiţional poate suferi ajustări, repartizarea iniţială fiind prezentată în graficul de mai jos. Grafic 44 - Defalcare buget PNCDI III (a se vedea imaginea asociată) Sursă: Planul naţional de Cercetare-Dezvoltare şi Inovare pentru perioada 2015-2020 (PNCDI III), adoptat prin Hotărârea de Guvern 583/2015, modificat prin Hotărârea de Guvern 8/2018 Subprogramele cu aplicabilitate directă în sectorul energetic se regăsesc în principal la subpunctul P5, şi sunt prezentate în cele ce urmează. Tabel 33 - Selecţie subprograme din cadrul Strategiei pentru Cercetare-Dezvoltare şi Inovare 2014-2020, cu aplicabilitate în sectorul Energetic
┌────────────────────┬─────────────────────────────┐
│Program │Obiective │
├────────────────────┼─────────────────────────────┤
│ │● Creşterea vizibilităţii │
│ │cercetării româneşti prin │
│ │participarea la organismele │
│ │şi programele internaţionale │
│ │de cercetare în domeniul │
│ │nuclear şi al particulelor │
│ │elementare; │
│ │● Întărirea cooperării │
│ │ştiinţifice şi industriale, a│
│ │transferului de cunoştinţe şi│
│ │tehnologii de vârf, la nivel │
│ │european şi internaţional, în│
│ │domeniul nuclear şi al │
│ │particulelor elementare; │
│Subprogramul 5.2 - │● Promovarea inovării │
│Participarea la │industriale în sectorul │
│organismele şi │energeticii nucleare; │
│programele │● Obţinerea de tehnologii │
│internaţionale de │nucleare prin întărirea │
│cercetare-dezvoltare│colaborării dintre România │
│în domeniul atomic │(prin Institutul de Fizică │
│şi subatomic │Atomică - IFA Bucureşti) şi │
│ │organizaţii partenere la │
│ │nivel internaţional (de │
│ │exemplu, CEA - Comisariatul │
│ │pentru energie atomică şi │
│ │energii alternative din │
│ │Franţa); │
│ │● Asigurarea unei platforme │
│ │de comunicare eficientă între│
│ │instituţiile de cercetare, │
│ │învăţământ, industriale şi │
│ │economice din România şi │
│ │organismele internaţionale de│
│ │cercetare în domeniul nuclear│
│ │şi al particulelor │
│ │elementare. │
├────────────────────┼─────────────────────────────┤
│ │● Dezvoltarea activităţilor │
│ │de │
│ │cercetare-dezvoltare-inovare,│
│ │în vederea întăririi │
│ │competenţelor în corelare cu │
│ │cerinţele viitoarei │
│ │infrastructuri ALFRED; │
│ │● Pregătirea programelor de │
│ │cercetare-dezvoltare-inovare │
│ │care se vor derula în cadrul │
│ │viitoarei infrastructuri │
│ │ALFRED; │
│ │● Creşterea potenţialului │
│ │ştiinţific şi tehnologic │
│ │românesc prin │
│ │infrastructuri-suport şi │
│Subprogramul 5.5 │infrastructura ALFRED prin │
│Programul de │proiecte de dezvoltare │
│cercetare, │tehnologică şi │
│dezvoltare şi │activităţi-suport derulate în│
│inovare pentru │parteneriat cu │
│reactori de │organizaţii-suport din │
│generaţia a IV-a - │România sau organizaţii │
│ALFRED │internaţionale din domeniu; │
│ │● Asigurarea cooperării între│
│ │instituţiile de cercetare, │
│ │învăţământ, industriale şi │
│ │economice din România şi │
│ │între acestea şi organisme │
│ │internaţionale similare în │
│ │domeniul dezvoltării │
│ │tehnologiilor pentru reactori│
│ │avansaţi de generaţie IV şi │
│ │securităţii nucleare; │
│ │● Fundamentarea şi │
│ │maturizarea proiectului │
│ │pentru implementarea │
│ │infrastructurii de cercetare │
│ │- Demonstratorul tehnologic │
│ │ALFRED. │
└────────────────────┴─────────────────────────────┘
Sursă: Planul naţional de Cercetare-Dezvoltare şi Inovare pentru perioada 2015-2020 (PNCDI III), adoptat prin Hotărârea de Guvern 583/2015, modificat prin Hotărârea de Guvern 8/2018 Alte opţiuni de finanţare sunt cuprinse în mecanismele Financiare ale Spaţiului Economic European SEE - MF SEE 2014-2021 şi Norvegian 2014-2021, din cadrul programelor coordonate de către Ministerul Dezvoltării, Lucrărilor Publice şi Administraţiei şi Ministerul Fondurilor Europene, şi sunt descrise în tabelul de mai jos. Tabel 34 - Programe suplimentare pentru finanţarea proiectelor cu profil energetic
┌───────────┬──────────────────────────┐
│Program │Obiective │
├───────────┼──────────────────────────┤
│ │• Buget ~ 22,7 mil. euro │
│ │• Pentru proiecte în │
│Dezvoltarea│mediul privat de │
│afacerilor,│investiţii în produse, │
│inovare şi │servicii şi soluţii │
│IMM" │inovative ce conduc direct│
│(operator │sau indirect la procese │
│de program │tehnologice mai eficiente │
│- │din punct de vedere al │
│Innovation │utilizării resurselor │
│Norway) │(bugetul şi indicatorii │
│ │aferent obiectivului legat│
│ │de eficienţa energetică nu│
│ │sunt încă stabiliţi). │
├───────────┼──────────────────────────┤
│ │• Buget ~ 47 mil. euro │
│ │• Pentru proiecte de │
│ │cercetare şi în domeniile │
│ │eficienţei procesul de │
│ │generare, transport, smart│
│ │grids şi distribuţie a │
│Cercetare │energiei, tehnologii │
│ │ecologice de producţie de │
│ │energie, diversificarea/ │
│ │echilibrarea surselor de │
│ │energie (bugetul pentru │
│ │această componentă nu a │
│ │fost încă stabilit) │
└───────────┴──────────────────────────┘
Sursă: Răspuns Ministerul Dezvoltării, Lucrărilor Publice şi Administraţiei şi Ministerul Fondurilor Europene, adresa 131291/2017 Personalul aferent structurilor de Cercetare - Dezvoltare cu specific în industria energiei numără 560 de cercetători (cumulând datele publicate de Institutul Naţional de Cercetare-Dezvoltare pentru Fizică şi Inginerie Nucleară "Horia Hulubei", Institutul Naţional de Cercetare- Dezvoltare pentru Inginerie Electrică-Cercetări Avansate, Institutul Naţional de Cercetare-Dezvoltare pentru Energie, Institutul de Cercetări Nucleare Piteşti şi Institutul Naţional de Cercetare-Dezvoltare pentru Tehnologii Criogenice şi Izotopice)*79). *79) Conform rapoartelor anuale 2017 ale instituţiilor menţionate De asemenea, în cadrul instituţiilor precizate anterior, s-au înregistrat 33 solicitări de brevete şi 200 produse/soluţii rezultate din cercetare în cursul anului 2017. iii. Defalcarea elementelor preţului curent care formează principalele trei componente ale preţului (energie, reţea, taxe/impozite) Costurile medii unitare pentru furnizarea energiei electrice la clienţii finali casnici, alimentaţi în regim de serviciu universal, sunt compuse din următoarele elemente: ● Preţ achiziţie netă; ● Cost serviciu distribuţie; ● Cost serviciu furnizare; ● Cost serviciu transport; ● Cost serviciu sistem; ● Cost serviciu administrare piaţă. Defalcarea lor, pe baza ponderii din total, este ilustrată mai jos: Grafic 45 - Defalcare componente preţ energie electrică şi ponderea lor din total (a se vedea imaginea asociată) Sursă: Raportarea trimestrială ANRE - Rezultatele monitorizării pieţei reglementate de energie electrică în trimestrul II 2019, clienţi casnici iv. Descrierea subvenţiilor pentru energie, inclusiv pentru combustibilii fosili Sistemul pentru acordarea subvenţiilor este configurat în următoarele direcţii: ● Ajutoare pentru diminuarea sărăciei energetice; acestea constau în beneficii sociale acordate din bugetul de stat, prin bugetul Ministerului Muncii şi Protecţiei Sociale, respectiv alocaţia pentru susţinerea familiei şi ajutoarele pentru asigurarea unui venit minim garantat familiilor şi persoanelor singure aflate în pragul sărăciei. De asemenea, sunt acordate şi ajutoarele pentru încălzirea locuinţei pentru toate cele 4 sisteme de încălzire: energie termică, gaze naturale, energie electrică şi lemne, cărbuni şi combustibili petrolieri, pentru consumatorii vulnerabili, aşa cum sunt aceştia definiţi de O.U.G. nr. 70/2011, alte ajutoare specifice pentru consumatorii vulnerabili, tarifele sociale pentru electricitate (până la 1 Ianuarie 2018); ● Subvenţii pentru energia termică, fără a diferenţia consumatorii pe baza criteriilor de vulnerabilitate, care se aplică direct la preţul energiei. Peste 60% din aceste subvenţii sunt alocate operatorului responsabil pentru zona capitalei. Conform unor studii independente, în 2015 au fost acordate ajutoare totale în valoare de 1.1 miliarde RON, dintre care 208 milioane RON pentru prima categorie, iar restul de 900 milioane RON pentru subvenţiile privind energia termică (pentru categoria a doua, studiul a cumulat valorile înregistrate la nivelul a 15 municipii). În perioada 2015 - 2018, din bugetul de stat, prin bugetul Ministerului Muncii şi Protecţiei Sociale, au fost acordate ajutoare pentru încălzirea locuinţei pe toate cele 4 sisteme de încălzire, astfel: Tabel 35 - Numărul de persoane beneficiare de ajutor pentru încălzirea locuinţei
┌────────────┬─────────┬─────────┬─────────┬─────────┐
│Perioadă │2015-2016│2016-2017│2017-2018│2018-2019│
│sezon rece │ │ │ │ │
├────────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┤
│Număr total │ │ │ │ │
│familii │636 256 │536 080 │386 966 │230 357 │
│beneficiare:│ │ │ │ │
├────────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┤
│Număr total │ │ │ │ │
│persoane │1 523 370│1 251 025│899 402 │582 335 │
│beneficiare:│ │ │ │ │
├────────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┤
│Energie │96 467 │76 855 │56 431 │30 238 │
│termică │ │ │ │ │
├────────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┤
│Gaze │128 388 │94 310 │62 594 │42 951 │
│naturale │ │ │ │ │
├────────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┤
│Energie │8 825 │8 218 │4 615 │2 994 │
│electrică │ │ │ │ │
├────────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┤
│Lemne │402 576 │356 697 │263 326 │154 174 │
└────────────┴─────────┴─────────┴─────────┴─────────┘
Sursă: Ministerul Muncii şi Protecţiei Sociale Singurul ajutor de stat care se acordă pentru cărbune este în conformitate cu prevederile Deciziei CE nr. 787/2010 privind acordarea ajutorului de stat pentru închiderea minelor de cărbune necompetitive, urmând a se face activităţi de închidere a lucrărilor miniere şi de ecologizare a perimetrelor miniere afectate. Statul român a notificat iniţial închiderea a trei unităţi miniere din Valea Jiului. Ajutorul de stat SA 33033 a fost autorizat prin Decizia Comisiei Europene nr. C(2012) 1020 final din 22 februarie 2012. Ulterior acest ajutor de stat s-a modificat prin includerea a încă două unităţi miniere din Valea Jiului. Ultima modificare a ajutorului de stat a fost reautorizată prin Decizia Comisiei Europene nr. C (2018) 1001/final din 16 februarie 2018. Ajutorul de stat pentru închiderea minei de cărbune Petrila, Paroşeni şi Uricani este administrat de Societatea Naţională de Închideri Mine Valea Jiului S.A. (SNIMVJ), iar Ajutorul de stat pentru închiderea minelor de cărbune Lonea şi Lupeni este administrat de Complexul Energetic Hunedoara S.A (CEH). În tabelul de mai jos este prezentată valoarea ajutorului de stat autorizat pentru închiderea minelor de cărbune, pentru perioada 2011 - 2024, conform Deciziei Comisiei Europene nr. C(2018) 1001 final. Tabel 36 - Ajutoare acordate pentru închiderea minelor de cărbune [mii RON]
┌────────────────────────────┬─────────┐
│Ajutor autorizat prin │2011-2024│
│Decizia C(2018) 1001 final │ │
├────────────────────────────┼─────────┤
│Acoperirea pierderilor din │ │
│producţie pentru SNIMVJ │545 830 │
│(art. 3 din Decizia │ │
│Consiliului 2010/787/EU) │ │
├────────────────────────────┼─────────┤
│Acoperirea pierderilor din │ │
│producţie pentru CEH (art. 3│214 087 │
│din Decizia Consiliului 2010│ │
│/787/EU) │ │
├────────────────────────────┼─────────┤
│Acoperirea costurilor │ │
│excepţionale pentru SNIMVJ │369 615 │
│(art. 4 din Decizia │ │
│Consiliului 2010/787/EU) │ │
├────────────────────────────┼─────────┤
│Acoperirea costurilor │ │
│excepţionale pentru CEH │465 856 │
│(art. 4 din Decizia │ │
│Consiliului 2010/787/EU) │ │
├────────────────────────────┼─────────┤
│Total │1 595 388│
└────────────────────────────┴─────────┘
Sursă: Decizia nr. C(2018) 1001 final În Noiembrie 2019, statul român a adoptat O.U.G. nr. 69/2019 pentru aplicarea unor măsuri de protecţie socială acordată persoanelor disponibilizate prin concedieri colective efectuate în baza planurilor de disponibilizare de Societatea Naţională de Închideri Mine Valea Jiului S.A şi Societatea Complexul Energetic Hunedoara S.A. în perioada 2019-2024. Ordonanţa prevede acordarea venitului lunar de completare, ca măsură de protecţie socială de care beneficiază persoanele disponibilizate în din cadrul societăţilor pentru care s-a aprobat acordarea ajutoarelor de stat pentru facilitarea închiderii minelor de cărbune necompetitiv. Întrucât societăţile menţionate se află într-o regiune monoindustrială, aceste măsuri se impun pentru a atenua impactul social al schimbărilor structurale presupuse de închiderea minelor de cărbune necompetitive din Valea Jiului, şi implicit pentru a promova o tranziţie justă, având în vedere politica legislativă a statului român şi cerinţele corelării cu reglementările interne şi ale armonizării legislaţiei naţionale. Din perspectiva normelor europene în materie de concurenţă măsurile propuse nu constituie un ajutor de stat. În tabelul de mai jos este prezentat impactul financiar asupra bugetului general consolidat, atât pe termen scurt, pentru anul curent, cât şi pe termen lung (5 ani). Tabel 37 - Impactul financiar al Ordonanţei de urgenţă nr. 69/2019 asupra bugetului general consolidat [mii lei]
┌────────────┬────┬──────┬──────┬──────┬──────┐
│Indicator │2019│2020 │2021 │2022 │2023 │
├────────────┼────┼──────┼──────┼──────┼──────┤
│Indemnizaţia│- │3.676 │3.414 │1.810 │1.665 │
│de şomaj │ │ │ │ │ │
├────────────┼────┼──────┼──────┼──────┼──────┤
│Venit de │- │11.697│21.309│9.907 │8.812 │
│completare │ │ │ │ │ │
├────────────┼────┼──────┼──────┼──────┼──────┤
│Total anual │- │15.373│24.723│11.717│10.477│
├────────────┼────┼──────┼──────┼──────┼──────┤
│Total │ │ │62.290│ │ │
│2019-2023 │ │ │ │ │ │
└────────────┴────┴──────┴──────┴──────┴──────┘
Sursă: Nota de fundamentare a Ordonanţei de urgenţă pentru aplicarea unor măsuri de protecţie socială acordată persoanelor disponibilizate prin concedieri colective efectuate în baza planurilor de disponibilizare de Societatea Naţională de Închideri Mine Valea Jiului S.A şi Societatea Complexul Energetic Hunedoara S.A. în perioada 2019-2024 5. Evaluarea impactului politicilor şi măsurilor planificate*80) *80) Politicile şi măsurile planificate sunt opţiuni aflate în discuţie care au o şansă reală de a fi adoptate şi puse în aplicare după data prezentării planului naţional. Prin urmare, previziunile rezultate în temeiul punctului 5.1. subpunctul (i) includ nu numai politici şi măsuri puse în aplicare şi adoptate (previziuni în contextul politicilor şi măsurilor existente), ci şi politici şi măsuri planificate. Integrarea rezultatelor modelării celor două scenarii macroeconomice analizate (scenariul de modelare în contextul măsurilor existente WEM şi scenariul de modelare în contextul măsurilor planificate WAM) reflectă aspecte specifice economiei României, în care nevoia de dezvoltare accelerată pe plan economic, politic şi social trebuie pusă în concordanţă cu dorinţa României de a contribui la efortul european comun de decarbonare, de creştere a eficienţei energetice, de securitate energetică sporită, de finalizare a pieţei comune de energie şi de creştere a competitivităţii, prin dezvoltarea activităţilor de cercetare şi inovare. Această combinaţie de puncte de vedere a fost luată în considerare şi în documentul de strategie energetică a României, conform căruia "dezvoltarea şi creşterea competitivităţii economiei României, creşterea calităţii vieţii şi grija pentru mediul înconjurător sunt indisolubil legate de dezvoltarea şi modernizarea sistemului energetic". Scenariul de modelare în contextul măsurilor existente WEM şi scenariul de modelare în contextul măsurilor planificate WAM se regăsesc în Anexa nr. I, partea 2, ataşate acestui plan. Descrierea metodologiei utilizate pentru modelarea scenariului WAM este prezentată în secţiunea "Metodologie (descriere generală)". Privit din acest context, Anexa nr. I, partea 2, reflectă o selecţie de parametri de intrare şi de rezultate de modelare în cazul scenariului bazat pe măsurile existente, respectiv al scenariului în care sunt luate în considerare politicile şi măsurile planificate şi descrise în Secţiunea 3. 5.1. la sistemul energetic şi emisiile şi absorbţiile de GES, inclusiv o comparaţie cu previziunile în contextul politicilor şi măsurilor existente (conform descrierii din secţiunea 4) i. Prognoze referitoare la evoluţia sistemului energetic şi a emisiilor şi absorbţiilor de GES, precum şi, dacă este relevant, a emisiilor de poluanţi atmosferici în conformitate cu Directiva (UE) nr. 2016/2284 în temeiul politicilor şi măsurilor planificate, cel puţin până la zece ani după perioada vizată de plan (inclusiv pentru ultimul an al perioadei vizate de plan), inclusiv politici şi măsuri relevante ale Uniunii Producţie brută de energie electrică Având în vedere contextul enunţat mai sus, comparaţia între cele două modelări la capitolul producţie brută de energie electrică indică traiectorii similare de creştere, chiar dacă în scenariul WAM creşterea este ponderată la un CAGR de 1,1% preconizat pentru 2020 - 2030. Producţia brută de energie aferentă celor două scenarii este prezentată mai jos: Grafic 46 - Producţie brută de energie electrică WAM vs. WEM [GWh] (a se vedea imaginea asociată) Sursă: Calcule Deloitte pe baza informaţiilor transmise de Grupul de lucru interinstituţional PNIESC şi a recomandărilor COM În concluzie, în scenariul WAM, este preconizată o producţie brută de energie electrică mai mică pentru anul 2030 faţă de scenariul WEM (corecţie negativă de 1,37%), în principal cauzată de scăderea consumului, pe fondul măsurilor adiţionale de eficienţă energetică. De asemenea, faţă de scenariul WEM, mixul de energie electrică va suferi următoarele modificări: ● Producţia din energie nucleară prezintă o corecţie negativă (operaţionalizarea celui de al 3- lea reactor nuclear, spre sfârşitul anului 2030); ● Scăderea producţiei energiei electrice din combustibili solizi (corecţie negativă faţă de WEM cu 10,15% pentru anul 2030), având în vedere costurile crescute de conformare la obligaţiile de mediu (emisii de carbon, respectiv alţi poluanţi atmosferici); ● Creşterea producţiei atât din surse fotovoltaice (creştere cu 130% faţă de WEM la anul 2030) cât şi din resurse eoliene onshore (60,7% faţă de WEM la anul 2030) prezintă o corecţie pozitivă semnificativă, ce compensează parţial reducerea producţiei din resurse convenţionale (în special cărbune). Consum de energie Creşterea economică preconizată pentru România este în mod necesar reflectată în cererea de energie finală, care prezintă o corecţie pozitivă de aproape 8,55% în scenariul WAM faţă de scenariul WEM la nivelul anului 2030, luând în considerare măsurile de creştere a eficienţei energetice şi a competitivităţii bazate pe cercetare şi inovare. Grafic 47 - Consum de energie finală WAM vs. WEM [ktep] (a se vedea imaginea asociată) Sursă: Calcule Deloitte pe baza informaţiilor transmise de Grupul de lucru interinstituţional PNIESC şi a recomandărilor COM Privind consumul final de energie, cele două scenarii se diferenţiază prin (WAM vs. WEM): ● Creşterea consumului de energie pe sectorul de transport, cu o corecţie de 15,67% la nivelul anului 2030; ● Creşterea consumului de energie atât în sectorul industrial (14,59%), cât şi în cel terţiar (24,66%) la nivelul anului 2030; ● Scăderea consumului de energie în sectorul rezidenţial cu 7,84% în 2030, datorită măsurilor adiţionale de eficienţă energetică. În ceea ce priveşte mixul consumului de energie finală, la nivelul anului 2030, creşterea consumului de energie finală (comparativ cu WEM, o corecţie pozitivă în valoare de 8,55%), va fi asigurată în principal prin creşterea consumului de energie electrică (corecţie pozitivă egală cu 15,75% în scenariul WAM faţă de WEM). Detalierea mixului consumului de energie finală, la nivelul anului 2030, este detaliată mai jos: Grafic 48 - Consum de energie finală, per surse de energie WAM vs. WEM - 2030 [ktep] (a se vedea imaginea asociată) Sursă: Calcule Deloitte pe baza informaţiilor transmise de Grupul de lucru interinstituţional PNIESC şi a recomandărilor COM Consum de energie regenerabilă Tendinţele de producere şi consum menţionate mai sus ilustrează contribuţia României la atingerea ţintelor europene de decarbonare, eficienţă energetică, securitate energetică, piaţă internă şi competitivitate, incluse în documentele programatice ale Uniunii Energetice. Comparaţia între cele două modelări în zona specifică de energie din resurse regenerabile aduce în atenţie următoarele rezultate: ● Ponderea globală a resurselor regenerabile atinge un nivel de 30,7% în 2030 (comparativ cu ţinta de 24% în 2020), ca urmare a politicilor şi măsurilor adiţionale preconizate; ● Este relevant avansul cotei de regenerabile utilizate în sectorul transporturi, care creşte de la 11,2% (scenariul WEM - 2030) la 14,2% (scenariul WAM - 2030), în contextul politicilor şi măsurilor adiţionale, care vizează electrificarea transportului, dar şi biocarburanţii de generaţia a doua; ● În ceea ce priveşte cota SRE în încălzire şi răcire, se înregistrează de asemenea o creştere egală cu 4,2 puncte procentuale (WAM vs. WEM - 2030), prin măsuri adiţionale privind instalarea de pompe de căldură, panouri solare, precum şi integrarea altor surse de energie regenerabilă în producerea de energie termică pentru sisteme centralizate de încălzire; ● În cazul cotei SRE în energie electrică, având în vedere măsurile şi politicile adiţionale, se observă o creştere cu 4,5 puncte procentuale în scenariul WAM faţă de WEM la nivelul anului 2030. Poluanţi atmosferici şi calitatea aerului Directiva (UE) nr. 2016/2284 a Parlamentului European şi a Consiliului din 14 decembrie 2016 privind reducerea emisiilor naţionale de anumiţi poluanţi atmosferici, de modificare a Directivei nr. 2003/35/CE şi de abrogare a Directivei nr. 2001/81/CE (denumită noua Directivă NEC) a intrat în vigoare la data de 31 decembrie 2016 şi a fost transpusă prin Legea nr. 293/2018 privind reducerea emisiilor naţionale de anumiţi poluanţi atmosferici. Legea nr. 293/2018 prevede dezvoltarea programului naţional de control a poluanţilor atmosferici (PNCPA), cu obligaţia ca autoritatea publică centrală pentru protecţia mediului să transmită Comisiei Europene primul PNCPA până la data de 1 aprilie 2019. Pentru elaborarea PNCPA, Ministerul Mediului, Apelor şi Pădurilor a depus o fişă de proiect pentru finanţare prin Programul Operaţional Capacitate Administrativă 2014 - 2020 (POCA IP14/2019), care la momentul redactării PNIESC se afla în evaluare la AM POCA. Analiza referitoare la interacţiunile cu politica privind calitatea aerului şi emisiile atmosferice ar avea un grad de inconsecvenţă, deoarece cifrele raportate de Ministerul Mediului, Apelor şi Pădurilor în martie 2019*81) cu privire la poluanţi atmosferici, în conformitate cu Directiva (EU) nr. 2016/2284 sunt determinate pe baza politicilor existente şi planificate curente, la nivelul de cunoaştere al anilor 2018-2019, pe când prognozele emisiilor de GES sunt raportate pe baza calculelor de acum 2-3 ani, utilizând ipoteze diferite faţă de PNIESC. *81) https://cdr.eionet.europa.eu/ro/eu/nec_revised/projected/ De asemenea, ţinta SRE de 30,7%, din versiunea revizuită a planului, are ca ipoteză principală scăderea ponderii producţiei de energie electrică pe bază de cărbune din producţia brută de energie electrică, această ipoteză nefiind reflectată în raportările menţionate. Întrucât raportările menţionate nu sunt armonizate cu PNIESC şi, în lipsa unei versiuni suficient de avansate a PNCPA, în prezenta versiune a PNIESC nu se poate realiza o analiză coerentă a interacţiunilor cu politica referitoare la calitatea aerului şi la emisiile atmosferice, cu informaţiile necesare privind emisiile de poluanţi atmosferici preconizate în cadrul politicilor şi măsurilor planificate. Următoarele raportări vor avea în vedere armonizarea cu PNIESC, urmând ca analiza menţionată mai sus să fie inclusă în viitoarele revizuiri ale planului. La momentul redactării PNIESC, Nivelul de Referinţă în Silvicultură (FRL) şi Planul Naţional de Contabilizare pentru Silvicultură (NFAP) erau în curs de elaborare, termenul de raportare pentru documentele finale fiind 31 decembrie 2019. Actualizarea emisiilor/reţinerilor de GES din sectorul LULUCF, partea a Inventarului Naţional de Emisii de Gaze cu Efect de Seră (INEGES), cu impact asupra determinării FRL, prognozelor de emisii/reţineri de GES, erau de asemenea în curs de elaborare. Raportul Bienal nr. 4 are termen de finalizare pe 31 decembrie, iar restul raportărilor îşi urmează cursul normal în 2020 şi încep cu 15 ianuarie, când se raportează la COM şi Agenţia Europeană de Mediu cifrele privind INEGES. La momentul redactării PNIESC nu au existat versiuni draft suficient de avansate ale documentelor/raportărilor menţionate pentru a extrage necesarul de informaţii. ii. Evaluarea interacţiunilor între politici (între politicile şi măsurile existente şi planificate în cadrul unei dimensiuni de politică şi între politicile şi măsurile existente şi cele planificate din diferite dimensiuni), cel puţin până în ultimul an al perioadei vizate de plan, în special pentru a permite o înţelegere solidă a impactului politicilor în materie de eficienţă energetică/de economisire a energiei asupra dimensionării sistemului energetic şi pentru a reduce riscul de investiţii irecuperabile în ceea ce priveşte aprovizionarea cu energie A se vedea descrierea generală a interacţiunilor cuprinsă în Capitolul 1. Pentru vizualizarea listei detaliate a politicilor şi măsurilor, a se vedea Anexa nr. 2, Politici WEM - WAM. iii. Evaluarea interacţiunilor dintre politicile şi măsurile existente şi cele planificate, precum şi a interacţiunilor dintre politicile şi măsurile respective şi măsurile de politică ale Uniunii privind clima şi energia A se vedea descrierea generală a interacţiunilor cuprinsă în Capitolul 1. Pentru vizualizarea listei detaliate a politicilor şi măsurilor, a se vedea Anexa nr. 2, Politici WEM - WAM. 5.2. Impactul la nivel macroeconomic şi, în măsura în care este posibil, asupra sănătăţii, a mediului, a ocupării forţei de muncă şi a educaţiei, a competenţelor, precum şi la nivel social, inclusiv aspectele referitoare la tranziţia echitabilă (în ceea ce priveşte costurile şi beneficiile, precum şi rentabilitatea) ale politicilor şi măsurilor planificate descrise în secţiunea 3, cel puţin până în ultimul an al perioadei vizate de plan, inclusiv o comparaţie cu previziunile în contextul politicilor şi măsurilor existente Modelarea parametrizată pe politicile şi măsurile existente (WEM) ca şi cea parametrizată pe politici şi măsuri adiţionale (WAM) a avut la bază elemente de macroeconomie care au fost cuantificate atât ca variabile de intrare, cât şi de ieşire. Creşterea calităţii vieţii a fost şi a rămas un obiectiv major atât pentru complexul de politici şi măsuri actuale, cât şi pentru cele adiţionale. În acest sens, obiectivul fundamental 3 din strategia energetică, intitulat "Protecţia consumatorului vulnerabil şi reducerea sărăciei energetice" menţionează accesibilitatea preţului ca una dintre principale provocări ale sistemului energetic şi o responsabilitate strategică. În acelaşi context, obiectivul fundamental 6 intitulat "Creşterea calităţii învăţământului în domeniul energiei şi formarea continuă a resursei umane" menţionează necesitatea completării personalului calificat din domeniul energetic. În acest sens, se menţionează dezvoltarea pachetelor educaţionale specifice la toate nivelurile: licee şi şcoli profesionale publice şi în sistem dual, formare continuă la locul de muncă, facultăţi, programe de master şi şcoli doctorale.*82) *82) Strategia energetică a României 2019-2030 cu perspectiva anului 2050 Dincolo de orientarea acestor iniţiative spre domeniul energetic, elementele de ordin macroeconomic general vin să confirme efectul benefic al implementării modelului WAM asupra unor elemente relevante: ● Tendinţa de scădere a populaţiei României, deşi se menţine, este uşor frânată prin implementarea modelului planificat, ajungând la o populaţie de 18,4 milioane în 2030 (comparativ cu 18 milioane în scenariul WEM); ● Produsul Intern Brut îşi accelerează semnificativ creşterea, cu o valoare relativă de aproape 28% în modelarea WAM faţă de WEM la nivelul anului 2030; ● Valoarea adăugată brută prezintă un salt semnificativ (cu aproximativ 30%) în 2030 în scenariul WAM comparativ cu WEM. Cu excepţia construcţiilor (scădere prognozată de aproximativ 5% comparativ cu scenariul WEM în 2030), pentru fiecare din sectoarele componente sunt prognozate creşteri, respectiv Terţiar (Servicii + Agricultură) cu 35,7%, Energetic cu 11,5% şi Industrial cu 32,4%, comparativ cu scenariul WEM în 2030; ● Dimensiunea socială a creşterii macroeconomice se reflectă şi în numărul şi dimensiunea gospodăriilor, dar mai ales în venitul disponibil al acestora, care ar înregistra o creştere de 34% în condiţiile modelării WAM versus modelarea WEM în anul 2030. Chiar dacă aceşti indicatori sunt reflectaţi în mod normal în creşteri şi beneficii generate şi în alte zone ale mediului social şi economic (sănătate, mediu, ocupare forţă de muncă, educaţie, nivel de competenţe, etc.) nu există la acest moment elemente suficiente pentru conturarea unui studiu de impact. Aspecte cu privire la tranziţia echitabilă Activitatea de minerit a cărbunelui în România este concentrată în două sub-regiuni, Valea Jiului şi Rovinari/Turceni, situate în judeţele Hunedoara şi Gorj. Exploatări carbonifere mai există şi în judeţele Vâlcea şi Mehedinţi. 90% din forţa de muncă din domeniul minier este angajată în cele două judeţe - Hunedoara şi Gorj, iar numărul total de locuri de muncă dependente direct de exploatarea cărbunelui şi de producţia de energie pe bază de cărbune se ridică la 18 600, cu încă 10 000 locuri de muncă dependente de cărbune în mod indirect. Centralele din Hunedoara şi Gorj emit în jur de 90% din emisiile de gaze cu efect de seră (GES) de la centralele cu producţie pe bază de cărbune, sau aproximativ 30% din emisiile de GES din România provenite din activitatea de minerit şi din industria prelucrătoare. Încetarea exploatării şi utilizării combustibililor fosili va pune în pericol aceste locuri de muncă. De asemenea, ambele judeţe au facilităţi industriale cu emisii ridicate de carbon, prezentând provocări suplimentare pentru obiectivul de decarbonare, întrucât se preconizează că aceste societăţi vor trece prin proceduri de restructurare înainte de 2030, fapt care ar putea avea un impact negativ asupra ratei de ocupare a forţei de muncă. Din această evaluare preliminară ar rezulta faptul că se justifică intervenţia Mecanismului pentru o tranziţie echitabilă în principal în aceste zone geografice. De asemenea, intervenţia Mecanismului pentru o tranziţie echitabilă va fi necesară şi în alte judeţe în care se desfaşoară activităţi miniere precum Vâlcea şi Dolj. În plus, trebuie avute în vedere în cadrul Mecanismului pentru o tranziţie echitabilă şi judeţele în care nu există minerit, dar există încă centrale care funcţionează pe bază de cărbune, zonele respective fiind necesar să fie avute în vedere - jud. Timişoara, Arad, Suceava, Bihor, Iaşi. Pentru a aborda provocările tranziţiei energetice, au fost identificate priorităţi de investiţii pentru a diminua costurile sociale şi economice aferente tranziţiei. Acţiuni cheie ale FTJ ar putea viza: ● investiţii în regenerarea şi decontaminarea siturilor, reabilitarea terenurilor şi redefinirea proiectelor; ● investiţii în implementarea tehnologiilor şi infrastructurii pentru aprovizionarea cu energie curată la preţuri accesibile, reducerea emisiilor GES, eficienţă energetică şi surse de energie regenerabile; ● investiţii în IMM-uri, inclusiv de tip "start-up", sprijinind diversificarea şi reconversia economică; ● investiţii pentru a crea firme noi, inclusiv prin servicii de consultanţă şi "business incubators"*83); *83) Întreprinderi care au ca activitate sprijinirea societăţilor nou înfiinţate prin servicii financiare şi/sau tehnice. ● investiţii în domeniul cercetării şi inovării şi încurajarea transferului de tehnologii avansate; ● dezvoltarea abilităţilor/competenţelor muncitorilor; ● asistenţă pentru cei care caută locuri de muncă; ● asistenţă tehnică. Se preconizează că judeţele menţionate vor înregistra pierderi semnificative de locuri de muncă, iar crearea şi dezvoltarea IMM-urilor este posibil să nu poată compensa pentru aceste pierderi. În mod excepţional, şi doar unde este necesar pentru implementarea planurilor teritoriale de tranziţie, se poate lua în considerare acordarea sprijinului pentru investiţii în întreprinderi mari, mai ales în cazul complexelor energetice de producere energie electrică. De asemenea, siturile industriale în aceste judeţe cu activităţi cuprinse în Anexa nr. I a Directivei nr. 2003/97/CE au un număr substanţial de angajaţi, iar activitatea acestora este în pericol din cauza emisiilor ridicate de GES. Sprijin pentru investiţiile care vizează reducerea emisiilor GES ar putea fi luate în considerare, cu condiţia ca acestea să ducă la reduceri semnificative (mult sub reperele relevante utilizate pentru alocarea liberă conform Directivei nr. 2003/87/CE) şi să fie compatibile cu Pactul Ecologic European (European Green Deal). În judeţele Dolj, Galaţi, Prahova şi Mureş, precum şi în Timişoara, Arad, Bihor, Suceava, Iaşi există un număr semnificativ de angajaţi în producţia energiei termice şi energiei electrice pe bază de combustibili fosili şi în industria prelucrătoare şi industria grea (chimicale, procesarea metalelor, fertilizatori, etc.), care sunt energointensive. Aceste judeţe reprezintă aproximativ 35% din emisiile GES ale României care provin din industria minieră şi industria prelucrătoare. Întrucât se preconizează că sectoarele identificate vor trece prin schimbări legate de tranziţia energetică, se justifică intervenţia FTJ şi în aceste zone geografice pentru a sprijini reconversia acestora. 5.3. Prezentarea generală a investiţiilor necesare i. Fluxurile de investiţii existente şi ipotezele privind investiţiile anticipate legate de politicile şi măsurile planificate Fluxul investiţional relevant pentru modelarea scenariului WEM suferă o corecţie pozitivă în condiţiile măsurilor şi politicilor preconizate pentru scenariul WAM. Proiecţiile indică o creştere semnificativă a investiţiilor, cu 56,8% pe perioada 2021 - 2030 în scenariul WAM (valoare totală investiţii 2021 - 2030 de aproximativ 150 miliarde euroo - WAM), comparativ cu scenariul WEM. O privire mai detaliată a categoriilor de prognoză aduce în lumină specificităţi relevante: ● Capitolul de investiţii necesare pentru satisfacerea cererii rămâne relativ constant (procentual din total investiţii) în ambele scenarii variind între 80% şi 90%. El reflectă de fapt nivelul prognozat de creştere economică, care va impulsiona cererea de energie în toate domeniile relevante (industrie, rezidenţial, terţiar, transport, etc.); ● În aceste condiţii, creşterea investiţiilor necesare satisfacerii cererii este foarte relevantă pentru sectorul industriei (384,5%) şi terţiar (169,5%) în perioada 2021 - 2030; ● Din zona de ofertă, necesarul investiţional pentru reţele electrice apare ca semnificativ crescut în condiţiile scenariului WAM faţă de WEM (cu 98%) în perioada 2021 - 2030; Caracteristicile evaluării necesităţilor investiţionale reflectă în fapt ipotezele de creştere economică prezentate şi menţionate la Capitolul 5.2, influenţând direct proiectele existente în sensul extinderii lor şi proiectele noi, care devin necesare (detaliate la Cap. 4). Investiţiile necesare în perioada 2021-2030 (valori cumulative) necesare îndeplinirii obiectivelor propuse în contextul politicilor şi măsurilor viitoare (scenariul WAM) sunt prezentate în graficul de mai jos. Astfel, numai în sectorul energetic (producere, transport, distribuţie energie electrică) în perioada 2021 - 2030 vor fi necesare investiţii totale în valoare de aproximativ 22,6 mld. euro. Grafic 49 - Investiţiile cumulative necesare în perioada 2021 - 2030 pentru îndeplinirea obiectivelor propuse (scenariul WAM) (a se vedea imaginea asociată) Sursă: Analiză Deloitte, pe baza informaţiilor transmise de Grupul de lucru interinstituţional PNIESC şi a recomandărilor COM Pentru a finanţa necesarul de investiţii aferent PNIESC în perioada 2021 - 2030 şi pentru a atinge ţintele şi obiectivele propuse în acest plan, România intenţionează să acceseze diverse surse de finanţare, detaliate mai jos; aceasta este o listă non-exhaustivă. Din cadrul noului Cadru Financiar Multianual 2021 - 2027*84): *84) La momentul redactării PNIESC, alocările pentru noul noului cfm 2021 - 2027 erau încă în negociere. În PNIESC sunt prezentate orientări cu privire la sumele finanţate pentru CFM 2021 - 2027, acestea pot suferi modificări odată ce se va ajunge la un acord politic definitiv. 1. Fonduri Structurale: Fondul European de Dezvoltare Regională (FEDR) şi Fondul de Coeziune (FC) Noul CFM va avea o concentrare tematică, dintre care obiectivul de politică (OP) 2: o Europă mai verde şi OP3: o Europă mai conectată au cea mai strânsă legătură cu necesarul de investiţii aferente PNIESC. Pentru sectorul energetic, OP2 este cel mai relevant. Acest obiectiv promovează o Europă mai ecologică cu emisii scăzute de carbon, prin promovarea tranziţiei către energia nepoluantă şi echitabilă, a investiţiilor verzi, a economiei circulare, a adaptării la schimbările climatice şi a prevenirii şi gestionării riscurilor. În cadrul acestui OP, obiectivele specifice FEDR/FC sunt: ● Promovarea eficienţei energetice şi reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră; ● Promovarea generării energiei din surse regenerabile; ● Dezvoltarea de sisteme inteligente de energie, reţele şi stocare în afara TEN-E; ● Prevenirea şi abordarea riscurilor legate de schimbările climatice şi riscurile naturale (inundaţii, secetă, incendii forestiere, alunecări de teren, cutremure), conform priorităţilor stabilite la nivel naţional şi în cadrul coordonării şi cooperării transfrontaliere şi transnaţionale. Pentru sectorul mediu, OP2 este cel mai relevant. FEDR/FC urmăresc următoarele obiective specifice pentru acest sector: ● Promovarea adaptării la efectele schimbărilor climatice, prevenirea riscurilor şi îmbunătăţirea rezilienţei la dezastre; ● Promovarea tranziţiei la o economie circulară. Pentru sectorul transporturilor, OP3 este cel mai relevant. Acest OP va sprijini investiţiile care urmăresc: ● Dezvoltarea unei reţele TEN-T durabilă, adaptată la efectele schimbărilor climatice, sigură şi intermodală; ● Dezvoltarea şi consolidarea mobilităţii naţionale, regionale şi locale durabile, flexibile şi intermodale, inclusiv îmbunătăţirea accesului la reţeaua TEN-T şi mobilitate transfrontalieră; ● Dezvoltarea prioritară a transportului feroviar şi integrarea intermodală a acestuia cu celelalte moduri de transport; ● Internalizarea costurilor externe ale tuturor modurilor de transport. Programele operaţionale (PO) propuse, prin intermediul cărora va fi administrat bugetul alocat României în perioada 2021 - 2027 şi care sunt aliniate cu nevoile investiţionale descrise în cadrul PNIESC, sunt: Programul Operaţional Dezvoltare Durabilă, Programul Operaţional Creştere Inteligentă şi Digitalizare, Programele Operaţionale Regionale (care vor fi implementate la nivel de regiune) şi Programul Operaţional pentru Tranziţie Echitabilă. Mai jos sunt prezentate elemente din Programele Operaţionale principale, cu menţiunea că acestea se află în stadiu de propunere la momentul redactării PNIESC şi există posibilitatea ca acestea să sufere modificări ulterioare: Programul Operaţional Dezvoltare Durabilă Alocarea financiară totală pentru acest PO este 5.782,571 mil. euro, din care: 3.310 mil. euro din FEDR, 737,800 mil. euro prin FC şi 1.734,771 mil. euro de la Bugetul de Stat. Propunerea de alocare pe domenii este după cum urmează: ● Energie (eficienţă energetică eficienţa energetică, regenerabile, transport energie): 571,429 mil. euro - 300 mil. euro prin FEDR – 100 mil. euro prin FC – 171,429 mil euro de la Bugetul de Stat ● Mediu - Deşeuri: 142,857 mil. euro, din care: 100 mil. euro prin FC şi 42,857 mil. euro de la Bugetul de Stat – Apă/apă uzată: 4.268,286 mil. euro, din care: 2.450 mil. euro prin FEDR, 537,800 mil. euro prin FC şi 1.280,468 mil. euro de la Bugetul de Stat – Biodiversitate: 71,429 mil. euro, din care: 50 mil. euro prin FEDR şi 21,429 mil. euro de la Bugetul de Stat – Situri contaminate, aer: 71,429 mil. euro, din care: 50 mil. euro prin FEDR şi 21,429 mil. euro de la Bugetul de Stat ● Riscuri (sistemice naţionale, eroziune costieră) - 350 mil. euro prin FEDR – 140 mil. euro de la Bugetul de Stat ● Instrument Teritorial Integrat (ITI Regiunea Vest - Valea Jiului, Regiunea Sud- Est): alocări dedicate în axele relevante în funcţie de nevoile rezultate din Strategiile ITI - Alocare financiară totală 114,286 mil. euro din care: 80 mil. euro prin FEDR şi 34,286 mil. euro de la Bugetul de Stat – Capacitatea administrativă pentru beneficiari (suport pentru elaborarea proiectelor): alocare financiară totală 42,857 mil. euro din care: 30 mil. euro prin FEDR şi 12,857 mil. euro de la Bugetul de Stat Program Operaţional Creştere Inteligentă şi Digitalizare Alocarea financiară totală pentru acest PO este 2.142,857 mil. euro, din care: 1.500 mil. euro din FEDR şi 642,857 mil. euro de la Bugetul de Stat. Propunerea de alocare pentru domeniile legate de PNIESC este după cum urmează: ● Specializare inteligentă (sinergii Horizon, internaţionalizare, tranziţie industrială, nanotehnologii, robotică, infrastructura CDI): 1.000 mil euro - 700 mil. euro prin FEDR – 300 mil. euro de la Bugetul de Stat ● eGuvernare, digitalizare, interoperabilitate, cyber-security: 571,429 mil. euro - 400 mil. euro prin FEDR – 171,429 mil. euro de la Bugetul de Stat ● Instrumente financiare (eficienţă energetică): 71,429 mld. euro - 50 mil. euro prin FEDR – 21,429 de la Bugetul de Stat Programe Operaţionale Regionale Pentru OP2 "o Europă mai verde" este alocată suma de 4.322,65 mil. euro (3.025,85 mil euro din FEDR), astfel: ● Mobilitate, consolidare, regenerare urbană, transport urban (trenuri metropolitane Buc, TM, CJ, IS, SB, BV: 350 mil. euro din FEDR): 3.465,503 mil. euro (2.425,852 mil. euro din FEDR) ● Eficienţa energetică a clădirilor din localităţile urbane ce folosesc combustibil solid: 857,134 mil. euro (600 mil. euro din FEDR) 2. InvestEU Programul InvestEU din cadrul noului CFM prevede o garanţie de la bugetul UE în valoare de 26,15 mld. euro pentru mobilizarea capitalului şi atingerea unei ţinte de investiţii estimată la 372 mld. euro în perioada 2021 - 2027. Acest instrument se va derula prin intermediul partenerilor de implementare, principalul fiind grupul Băncii Europene de Investiţii (BEI). Promotorii de proiecte vor avea acces la finanţare rambursabilă sub forma unor produse financiare de tip datorie sau participaţie la capital, specificate pentru fiecare domeniu de intervenţie ("policy windows") în care sunt grupate investiţiile eligibile, dintre care următoarele au cea mai strânsă legătură cu PNIESC: ● Infrastructura sustenabilă () Acest domeniu vizează dezvoltarea sectorului energetic, dezvoltarea de infrastructuri de transport sustenabile, echipamente şi tehnologii inovative, protecţia mediului şi a resurselor, dezvoltarea conectivităţii digitale a infrastructurii. Investiţiile eligibile vor constitui, printre altele: () Producţia, furnizarea sau utilizarea energiei curate, sustenabile şi sigure din resurse regenerabile şi alte surse de energie similare cu emisii zero sau scăzute; () Eficienţa energetică şi economiile de energie; () Dezvoltarea şi modernizarea infrastructurii de energie sustenabilă la nivelul transportului şi distribuţiei de energie, stocare, reţele inteligente; () Dezvoltarea sistemelor de termoficare şi cogenerare inovative, cu emisii reduse sau zero; () Producţia şi furnizarea de combustibili sintetici obţinuţi din surse de energie regenerabile sau neutre din punct de vedere carbonic; () Infrastructură pentru sisteme de captare şi stocare a dioxidului de carbon; () Infrastructură pentru combustibili alternativi: electricitate, hidrogen şi gaze naturale lichefiate sau comprimate amestecate cu bio-metan (> 50%) şi alte tehnologii cu emisii scăzute şi sau zero; () Proiectele care au ca scop combaterea sau adaptarea la schimbările climatice. ● Cercetare, Inovare şi Digitalizare Acest domeniu, pentru care este propusă o garanţie de 6,57 mld. euro, vizează stimularea transformării digitale a întreprinderilor, pieţelor şi statelor membre UE. Se urmăreşte realizarea unui impact ştiinţific, tehnologic, economic şi societal, prin consolidarea bazei ştiinţifice şi tehnologice a UE, cu scopul final de a îndeplini priorităţile strategice ale UE şi de a oferi sprijin pentru modernizarea companiilor inovatoare şi pentru lansarea tehnologiilor pe piaţă. ● Întreprinderi Mici şi Mijlocii Acest domeniu, cu o garanţie de 6,9 mld. euro, vizează promovarea competitivităţii globale a IMM-urilor de pe teritoriul UE, în orice etapă a dezvoltării lor. ● Investiţii Sociale Acest domeniu, cu o garanţie de 2,78 mld. euro vizează: reducerea inegalităţilor, creşterea inclusivităţii, întreprinderile sociale şi economia socială, incluziunea socială, îmbunătăţirea sănătăţii cetăţenilor, bunăstarea şi calitatea generală a vieţii, care stimulează rezultatele educaţiei, susţinerea unei tranziţii echitabile către o economie cu emisii reduse de carbon. O schemă aparte în cadrul Programul InvestEU o constituie Pilonul II al "Mecansimului pentru o tranziţie echitabilă" propus de Comisia Europeană ca parte a "Planului european de investiţii sustenabile". Prin această schemă, prin Programul InvestEU se vor sprijini investiţiile care să contribuie la tranziţia justă, în special pentru proiectele din regiunile pentru care Comisia a aprobat un plan regional de tranziţie. Se are în vedere posibilitate de combinare a finanţării din Programul InvestEU cu alte tipuri de finanţare din bugetul UE, cum ar fi Programul Orizont Europa sau Mecanismul pentru Interconectarea Europei (CEF - "Connecting Europe Facility"). 3. Fondul pentru o tranziţie justă (FTJ - Just Transition Fund) Conform propunerii de Regulament al Parlamentului European şi al Consiliului de instituire a Fondului pentru o tranziţie justă, Resursele bugetare pentru FTJ ar trebui să fie de 7,5 mld. euro (la preţurile din 2018), cu posibilitatea de a majora acest nivel, dacă este cazul, la un moment ulterior. Propunerea va fi inclusă în negocierea următorului CFM şi se estimează că va fi integrată în cadrul unui acord global cu privire la următorul CFM. FTJ se va concentra asupra diversificării economice a teritoriilor celor mai afectate de tranziţia climatică şi asupra recalificării şi a incluziunii active a lucrătorilor şi a persoanelor aflate în căutarea unui loc de muncă din aceste teritorii. Propunerea de alocare pentru România este de 757 mil. euro şi este condiţionată de aprobarea de către Comisia Europeană a planurilor regionale de tranziţie prevăzute în propunerea de regulament. Surse de finanţare în afara CFM 2021 - 2027: 4. Fondul de Modernizare (FM) 2% din cantitatea totală de certificate pentru perioada 2021 - 2030 vor fi licitate pentru a institui FM, conform Art. 10(d) Directiva EU ETS*85). României îi va reveni o cotă parte de 11,98%. Vor fi finanţate investiţiile din următoarele domenii, definite ca fiind prioritare în Directiva ETS: *85) Directiva (UE) nr. 2018/410 a Parlamentului European şi a Consiliului din 14 martie 2018 de modificare a Directivei nr. 2003/87/CE în vederea rentabilizării reducerii emisiilor de dioxid de carbon şi a sporirii investiţiilor în acest domeniu şi a Deciziei (UE) nr. 2015/1814 ● Producerea şi utilizarea energiei electrice obţinute din resurse regenerabile; ● Îmbunătăţirea eficienţei energetice (inclusiv în transport, clădiri, agricultură şi deşeuri) cu excepţia producţiei de energie pe bază de combustibili fosili solizi; ● Stocarea energiei; ● Modernizarea reţelelor de energie, inclusiv a ţevilor din cadrul sistemelor de termoficare urbană, a reţelelor pentru transportul energiei electrice, creşterea interconexiunilor între statele membre ale UE; ● Tranziţia justă în regiunile miniere, în principal, cu scopul de a sprijini reeducarea, dezvoltarea şi reangajarea resurselor umane din regiunile respective. Aceste proiecte prioritare vor primi cel puţin 70% din fondurile disponibile şi pot fi finanţate până la 100% din costurile eligibile. Proiectele din alte domenii, considerate neprioritare, vor fi finanţate până la maxim 30% din fondurile disponibile şi pot fi finanţate până la 70% din costurile eligibile. BEI va fi membru al Comitetului de investiţii, va confirma eligibilitatea proiectelor, va asigura monetizarea certificatelor şi managementul activelor. 5. Finanţări şi asistenţă de la Banca Europeană de Investiţii şi alte instituţii financiare internaţionale În conformitate cu obiectivele noii Comisii Europene, inclusiv cel care vizează ca BEI să devină Banca UE pentru climă/mediu, sprijinind proiectele şi investiţiile pentru a combate schimbările climatice, priorităţile BEI sunt: ● Investiţii în eficienţa energetică, ţinând cont de ţinta UE de 32,5% până în 2030, în special pentru clădiri rezidenţiale, fiind anticipată lansarea unei noi facilităţi pentru eficienţă energetică - Iniţiativa europeană pentru renovarea clădirilor (European Iniţiative for Building Renovation), care va viza şi eficienţa energetică a IMM-urilor; ● Decarbonarea furnizării de energie, având în vedere ţinta asumată la nivelul UE de reducere a emisiilor de gaze cu efect de seră cu cel puţin 40% faţă de nivelul din 1990 (în acest sens, BEI se va angaja să sprijine integrarea proiectelor în domeniul energiei regenerabile şi o mai bună cooperare regională); ● Sprijinirea investiţiilor în tehnologii inovative şi noi tipuri de infrastructură de energie; ● Securitatea aferentă infrastructurii în domeniul energiei (BEI continuând şi din anul 2022 să sprijine proiectele de interes comun care nu privesc utilizarea combustibililor fosili, printre altele). Strategia BEI*86) pentru acţiuni climatice ghidează activitatea grupului BEI pe toate palierele, având impact şi asupra mandatelor primite de la comisia europeană, pentru implementarea anumitor programe sau facilităţi ale bugetului UE, spre exemplu Programul InvestEU sau facilitatea de împrumuturi pentru sectorul public. Angajamentul de a finanţa cel puţin 50% din operaţiuni sau acţiuni climatice implică ca un proiect din două finanţate de BEI în România să răspundă acestui obiectiv. *86) Strategia BEI în domeniul acţiunilor climatice are trei piloni centrali: (i) stabilirea ţintei de 1 trilion Euro pentru investiţii ale grului BEI în acţiuni în domeniul climei şi sustenabilităţii mediului, în perioada 2021- 2030; (ii) creşterea treptată a ponderii finanţării grului BEI dedicate acţiunilor în domeniul climei la 50% până în 2025;(iii) alinierea la nivel de grup, a activităţilor de finanţare cu principiile şi obiectivele Acordului de la Paris până la sfârşitul anului 2020. Potrivit politicii de creditare în domeniul energiei, adoptate în noiembrie 2019, BEI nu va mai finanţa din anul 2022 investiţiile în combustibili fosili, inclusiv gaz, cu excepţia celor care au emisii de 250g CO2/KWh sau mai puţin. În plus, BEI va stabili un Pachet pentru tranziţie energetică pentru statele membre şi regiunile cele mai afectate, concentrându-şi activitatea de finanţare şi consultanţă în plan naţional pentru susţinerea proiectelor de investiţii care sprijină tranziţia energetică, inclusiv în contextul PNIESC. BEI va coopera de asemenea cu Comisia Europeană în susţinerea Mecanismului pentru o tranziţie echitabilă (Just Transition Mechanism), printr-o facilitate de împrumuturi pentru sectorul public cu scopul de a sprijini regiunile care întâmpină dificultăţi în tranziţia către o economie neutră din punct de vedere al impactului asupra climei, potrivit comunicării Comisiei Europene privind Planul European de investiţii sustenabile (COM(2020) 21 final). BEI va finanţa până la 75% (prin excepţie faţă de 50%) din costurile eligibile pentru proiectele de investiţii din statele membre beneficiare ale Fondului de Modernizare care răspund noii sale politici de creditare. 6. Facilitatea de împrumuturi pentru sectorul public Facilitatea de împrumuturi pentru sectorul public (public sector loan facility) reprezintă al treilea pilon al Mecanismului pentru o Tranziţie Justă şi este susţinută prin intermediul unor granturi de la bugetul UE (cca. 1,5 mld. Euro) în cadrul căruia Banca Europeană de Investiţii (BEI) va acorda împrumuturi (cca. 10 mld Euro) pentru a mobiliza investiţii între 25 şi 30 mld Euro. Prin această facilitate, autorităţile publice vor avea posibilitatea de a contracta împrumuturi şi de a beneficia de granturi pentru proiecte care nu intră în sfera de sprijin a JTF. Obiectivul general este de a răspunde provocărilor socioeconomice semnificative care decurg din procesul de tranziţie către o economie neutră din punct de vedere climatic în beneficiul teritoriilor Uniunii Europene identificate în Planurile teritoriale pentru o tranziţie justă întocmite de statele membre. Obiectivul specific este creşterea investiţiilor în sectorul public, care vizează nevoile de dezvoltare ale regiunilor, identificate în Planurile teritoriale pentru o Tranziţie Justă, prin facilitarea finanţării proiectelor care nu generează un flux suficient de venituri proprii şi nu ar fi finanţate fără elementul de ajutor (grant) din bugetul UE. In acest sens se urmăreşte acordarea de consultanţă pentru pregătirea, dezvoltarea şi implementarea proiectelor eligibile, dacă este necesar, prin InvestEU Advisory Hub.Sprijinul UE în cadrul facilităţii va fi furnizat sub formă de grant (finanţare nerambursabilă) asociat unui împrumut din partea Băncii Europene de Investiţii (BEI), utilizat pentru finanţarea proiectelor. 7. Bugetul de Stat În cazul în care se fac propuneri de elaborare a unor proiecte de acte normative/măsuri/politici a căror aplicare atrage micşorarea veniturilor sau majorarea cheltuielilor aprobate prin buget, iniţiatorii au obligaţia de a întocmi o fişă financiară care va respecta condiţiile prevăzute de Legea nr. 69/2010, Legea responsabilităţii fiscal-bugetare, cu modificările şi completările ulterioare. Bugetul de stat va veni, de asemenea, în completarea alocării din fondurile structurale în cadrul viitoarelor Programe Operaţionale 2021 - 2027. ii. Factorii de risc sau barierele la nivelul sectorului sau al pieţei în contextul naţional sau regional O analiză incipientă care să ia în considerare factorii de risc cu posibil impact şi probabilitate relevantă pentru implementarea politicilor şi măsurilor preconizate a identificat categorii de elemente clasificate în riscuri strategice, riscuri de piaţă şi financiare şi riscuri operaţionale. O enumerare ne-exhaustivă a acestor riscuri cuprinde: Riscuri strategice ● Categoria Macroeconomie - evoluţie ciclu economic natural, modificare ordine de merit în investiţii; ● Categoria Guvernanţă - cicluri electorale periodice, politici publice stabile vs. fluide; ● Categoria Reputaţie - Opinie publică, politici şi direcţii regionale şi/sau UE. Riscuri de piaţă şi financiare ● Categoria Mediu - Legislaţie şi norme naţionale noi, legislaţie şi norme europene noi; ● Categoria Financiar - Creştere costuri de implementare, creştere costuri de finanţare; ● Categoria Lanţ de Aprovizionare - sincope locale sau regionale pe lanţul de aprovizionare şi/sau pe structura externalizată. Riscuri operaţionale ● Categoria Răspundere legală - Angajamente externe, angajamente interne; ● Categoria Natura - Dezastre naturale, schimbări climatice; ● Categoria Factor uman - evenimente cu cauza umană şi impact relevant, securitate (fizică, cibernetică, etc.); ● Categoria Calitate/Funcţionare - Tehnologie nouă sau în evoluţie, integrare tehnologică naţională şi/sau regională. iii. Analiza sprijinului sau a resurselor suplimentare din fonduri publice necesare remedierii lacunelor identificate la punctul (ii) Enumerarea factorilor de risc de mai sus nu a inclus, la acest moment, o analiză detaliată, cantitativă a factorilor şi barierelor menţionate. Ca atare, opţiunile de control al probabilităţii şi/sau a impactului sunt la acest moment definite strict calitativ pe baza bunelor practici existente: Riscuri strategice ● Categoria Macroeconomie - Evitarea extremelor în cursul modelării şi considerarea impactului median; ● Categoria Guvernanţă - Promovarea consensului politic pentru atingerea ţintelor agreate, consens care să aducă predictibilitate, stabilitate şi transparenţă a cadrului legislativ; ● Categoria Reputaţie - Comunicare, implicare, negociere şi deschidere. Riscuri de piaţă şi financiare ● Categoria Mediu - Implicare, diplomaţie, angajament; ● Categoria Financiar - Flexibilitate, adaptabilitate, inovaţie; ● Categoria Lanţ de Aprovizionare - Redundanţă controlată, implicare. Riscuri operaţionale ● Categoria Răspundere legală - Monitorizare, avertizare timpurie, consecvenţă; ● Categoria Natura - Monitorizare, soluţii reziliente, planuri de continuitate; ● Categoria Factor uman - soluţii robuste, reziliente şi cu nivel optim de redundanţă; ● Categoria Calitate/Funcţionare - pragmatism, flexibilitate, implicare. 5.4. Impactul politicilor şi măsurilor planificate descrise în secţiunea 3 asupra altor state membre şi asupra cooperării regionale, cel puţin până în ultimul an al perioadei vizate de plan, inclusiv o comparaţie cu previziunile în contextul politicilor şi măsurilor existente i. Impactul asupra sistemului energetic din statele membre învecinate şi din alte state membre din regiune, la nivelul la care este posibil Nivelul de interconectivitate a reţelei electrice naţionale de transport este preconizat să crească în mod accelerat (vezi Cap. 4.5.1). Acest factor implică atât investiţii interne de creştere de capacitate, cât şi investiţii specifice pentru interconectări de transport. Ca o consecinţă logică, se vor putea realiza proiecte naţionale cu impact regional, ceea ce le va putea transforma mai departe în Proiecte de interes comun. Ele sunt sprijinite de UE şi devin clustere (cap. 4.5.1) cu impact operaţional de securitate energetică şi impact comercial legat de piaţa unică de energie. O listă actualizată a acestor proiecte este constituită din: ● Clusterul Black Sea Corridor, cu impact direct asupra sistemului energetic din România şi a celui din Bulgaria; ● Clusterul Mid Continental East Corridor, cu impact direct asupra sistemului energetic din România, Serbia, Muntenegru, Italia. Coridoarele de transport al energiei includ şi iniţiativele regionale de transport al gazelor naturale. Aceste magistrale au impact operaţional, comercial şi mai ales strategic, asigurând un grad ridicat de securitate energetică României şi altor state învecinate: ● Coridorul BRUA tranzitează Bulgaria, România, Ungaria şi Austria cu impact direct asupra sistemelor energetice ale acestor ţări membre; ● Coridorul Sudic de Transport pentru care operatorul de transport intenţionează să acceseze fonduri europene şi care ar aduce gazele extrase din Marea Neagră în magistrala BRUA cu impact asupra ţărilor menţionate mai sus; ● Proiectul "Dezvoltări ale SNT în zona de Nord Est a României" care este parte din axa prioritară 8 şi îşi propune să asigure capacitate de transport din/înspre Republica Moldova; ● Proiectul "Interconectarea sistemului naţional de transport gaze naturale cu conducta de transport internaţional gaze naturale T1 şi reverse flow Isaccea" inclusă ca parte a coridorului prioritar NSI East cu impact asupra sistemului energetic din România şi Ucraina; ● Interconectarea Sistemului Naţional de Transport gaze naturale din România cu sistemul de transport gaze naturale din Serbia ce va asigura securitatea energetică, dezvoltarea infrastructurii energetice prin diversificarea surselor şi rutelor de transport energetic, întărirea solidarităţii între statele membre şi asigurarea funcţionării eficiente a pieţei de energiei; ● Interconectarea sistemului naţional de transport gaze naturale cu sistemul de transport gaze naturale din Ucraina, pe direcţia Gherăeşti-Siret, ceea ce presupune creşterea gradului de interconectare a reţelei naţionale de transport gaze naturale cu reţeaua europeană de transport. ii. Impactul asupra preţurilor la energie, asupra utilităţilor şi asupra integrării pieţei de energie Având în vedere caracteristicile de modelare aferente scenariului WAM (creştere economică susţinută, creşterea consumului de energie electrică şi implicit a producţiei necesare de energie electrică), fluxul investiţional aferent centralelor şi reţelelor electrice va fi semnificativ superior celui estimat în scenariul WEM, determinând un preţ mediu al energiei electrice (înainte de taxe) de 126 EUR/MWh, comparativ cu 108 EUR/MWh (în scenariul WEM). Grafic 50 - Impactul măsurilor adiţionale preconizate asupra preţului mediu la energie electrică, înainte de taxe [EUR '13/MWh] (a se vedea imaginea asociată) Sursă: WEM - Scenariu PRIMES 2016, elaborat pentru Ministerul Energiei, WAM - Calcule Deloitte, pe baza informaţiilor transmise de Grupul de lucru interinstituţional PNIESC şi a recomandărilor COM Notă: Preţul final al energiei electrice este o medie a preţului final către consumatorii casnici şi industriali, cuprinde toate tarifele aferente serviciilor de sistem (ex: transport, distribuţie), precum şi alte costuri (ex: certificate verzi) şi nu include TVA şi accize iii. Dacă este cazul, impactul asupra cooperării regionale Ministerul Energiei din Bulgaria a transmis o scrisoare Ministerul Energiei din România cuprinzând întrebări cu privire la posibilităţile de cooperare regională din Uniunea de Energie (Energy Union), în contextul proiectelor PNIESC. În acest sens, reprezentanţii Ministerului Energiei din România au răspuns la data de 19.12.2019. În ceea ce priveşte oportunităţile de cooperare regională între România şi Bulgaria, singura formă eficientă de cooperare regională multilaterală în Europa de Sud-Est, la nivel guvernamental, este CESEC. Există o serie de iniţiative în curs de dezvoltare a diferitelor proiecte, cum ar fi proiectele comune PCI (BRUA, interconectări de energie electrică) sau proiectele LIP 15 - dar nu există un alt format similar cu Consiliul Baltic sau cel Pentalateral. Există un potenţial mare de cooperare bilaterală, atât pe termen mediu şi scurt, în cadrul Grupului de lucru pe Energie, dar acest format ar putea fi îmbunătăţit şi dezvoltat într-o formă mai asemănătoare cu cele din ţările Europei Occidentale sau Centrale. Problemele cu care se confruntă ambele ţări sunt similare, de aceea pot fi avute în vedere soluţii similare. Dacă această cooperare va deveni operaţională şi fructuoasă, ar putea fi esenţa pentru cooperare regională, implicând atât ţări din UE, cât şi din Comunitatea Energetică. Promovarea intereselor naţionale cu prioritate faţă de cele regionale este încă o barieră semnificativă pentru intensificarea cooperării regionale. Alte bariere sunt constituite de: ● diferenţele existente ale reglementărilor naţionale, chiar dacă acestea sunt în conformitate cu legislaţia UE; ● lipsa proiectelor comune PCI în alte domenii decât interconexiunile sau piaţa internă (precum surse regenerabile sau eficienţa energetică). Integrarea ţărilor terţe (ţări candidate precum Serbia) în planurile de cooperare regională ar putea fi benefică dacă vor fi identificate proiecte comune. Problema legislaţiei nearmonizate va continua să reprezinte o barieră, chiar dacă ţările din Comunitatea Energetică s-au angajat să pună în aplicare Clean Energy Package (Pachetul de Energie Curată). Metodologie (descriere generală) Modelarea sistemului energetic românesc a fost bazată pe evoluţiile preconizate a politicilor şi măsurilor, în concordanţă cu diferiţi alţi factori şi indicatori tehnici şi economici. În acest sens, politicile propuse au determinat o serie de date de intrare şi ipoteze, precum şi date de ieşire ale modelării. Modelul este unul complex ce analizează legăturile între diverşi parametrii energetici şi non-energetici şi impactul acestora asupra indicatorilor calculaţi. Prezentarea schematică a metodologiei modelului este prezentată în figura de mai jos: Figura 7 - Prezentarea schematică a metodologiei modelului (a se vedea imaginea asociată) Sursă: Deloitte Prin modelare s-a urmărit îndeplinirea obiectivelor strategice propuse la nivel instituţional, precum şi adaptarea sistemului energetic şi a celor conexe la obiectivele aferente celor cinci dimensiuni ale politicii europene în materie de energie şi schimbări climatice, astfel încât să asigure îndeplinirea acestora, la un cost eficient şi rezonabil şi care să fie fezabile şi din punct de vedere tehnic. În acest sens, datele de intrare/care au stat la baza datelor de ieşire au fost de principiu următoarele: - Obiectivele strategice la nivelul fiecărei instituţii competenţe în domeniile energetic şi al schimbărilor climatice; – Măsurile propuse de aceste instituţii pentru îndeplinirea acestor obiective; – Prognoze macroeconomice (precum produsul intern brut, valoarea adăugată brută, populaţie, care sunt la rândul lor influenţate de politicile stabilite pentru încurajarea dezvoltării economice); – Costurile preconizate ale diferitelor tehnologii; – Preţul carbonului EU ETS; – Preţurile internaţionale ale combustibililor fosili (gaze naturale, cărbune şi petrol); – Numărul de zile de încălzire şi respectiv de răcire aşteptat în perioada de analiză; etc. Datele de ieşire sunt, dar nu se rezumă la: - Consumul primar de energie la nivel naţional; – Consumul final de energie la nivel naţional, per surse de consum şi per combustibil; – Consumul final brut de energie (pentru calculul ponderii consumului de energie din resurse regenerabile); – Consumul final brut de energie regenerabilă (pentru calculul ponderii consumului de energie din resurse regenerabile); – Producţia de energie electrică per resurse; – Necesarul investiţional pentru asigurarea cadrului de dezvoltare a economiei şi sistemului energetic, astfel încât să se asigure îndeplinirea obiectivelor strategice; – Preţul energiei electrice. Modelarea a fost realizată respectând următoarele principii: - Considerarea posibilităţilor tehnice, financiare şi economice, de realizare a producţiei de energie din diferite resurse; – Acoperirea necesarului de consum energetic din resurse interne şi, dacă nu există resurse suficiente, acoperirea deficitului din import; – Asigurarea investiţiilor adiacente necesare realizării acestor obiective, în funcţie de proiecţiile stabilite şi de starea actuală a sistemului energetic naţional (de exemplu, s-au asigurat investiţii în reţelele electrice pentru asigurarea transportului şi distribuţiei energiei electrice, proiectată a fi produsă în condiţii de siguranţă şi viabilitate economică); – Estimarea consumului de energie pe baza creşterii economice şi în funcţie de variabile relevante alte fiecărui sector; – Calculul emisiilor pe baza coeficienţilor de eficienţă şi a factorilor de emisie; – Stabilirea capacităţii instalate, necesare pentru satisfacerea cererii de energie electrică din producţia internă. --------- 
