Impactul InvestiÈiilor din Domeniul Energetic - Facultatea de ...

Impactul investiþiilor din domeniul energetic 

asupra creºterii economice

PROIECT 

Îmbunătăţirea capacităţii instituţionale, de evaluare şi formulare de politici 

macroeconomice în domeniul convergenţei economice cu Uniunea Europeană 

a Comisiei Naţionale de Prognoză, cod SMIS 27153 

BENEFICIAR 

Comisia Naţională de Prognoză 

Impactul investiţiilor din domeniul energetic 

asupra creşterii economice 

Autori 

VIRGIL MUŞATESCU 

AURELIU LECA 

ANTON VLĂDESCU

Autorii mulţumesc Comisiei Naţionale de Prognoză atât pentru 

profesionalismul cu care a coordonat în calitate de beneficiar 

realizarea acestei lucrări, cât şi pentru sprijinul logistic şi documentar 

oferit cercetătorilor pe toată durata elaborării cercetării de faţă. 

Descrierea CIP a Bibliotecii Naţionale a României 

MUȘATESCU, VIRGIL 


asupra creşterii economice / Virgil Muşatescu, Aureliu Leca, 

Anton Vlădescu. - Bucureşti : Editura Economică, 2012 

Bibliogr. 

ISBN 978-973-709-625-8 

I. Leca, Aureliu 

II. Vlădescu, Anton 

504.054:628.512

VIRGIL MUŞATESCU 

AURELIU LECA 

ANTON VLĂDESCU 

Impactul investiţiilor din domeniul 

energetic asupra creşterii economice 

Editura Economică 

Bucureşti, 2012

ISBN 978-973-709-625-8 

Toate drepturile asupra acestui studiu aparţin Comisiei Naţionale 

de Prognoză. Reproducerea conţinutului acestui studiu, integrală sau 

parţială, în formă originală sau modificată, precum şi stocarea într-un 

sistem de regăsire sau transmitere sub orice formă sau prin orice 

mijloace, este interzisă fără acordul prealabil al Comisiei Naţionale de 

Prognoză, fiind supusă prevederilor legii drepturilor de autor. 

Opiniile exprimate în cuprinsul Studiului constituie păreri 

personale ale autorilor şi nu reprezintă în mod necesar punctele de 

vedere ale Comisiei Naţionale de Prognoză. 

Editura Economică 

www.edecon.ro

CUPRINS 

LISTA TABELELOR ..................................................................................................................... 9 

LISTA FIGURILOR .................................................................................................................... 12 

LISTA ANEXELOR ..................................................................................................................... 13 

LISTA ABREVIERILOR ............................................................................................................ 14 

1. INTRODUCERE ...................................................................................................................... 15 

2. SECTORUL ENERGIEI – SITUAŢIA ACTUALĂ .............................................................. 19 

2.1. Resurse de energie primară ...................................................................................................... 19 

2.2. Evoluţia consumului şi a producţiei de energie primară .......................................................... 22 

2.3. Evoluţia consumului final de energie şi a intensității energiei primare ................................... 27 

2.4. Consideraţii privind evoluţia sectorului energiei primare în România .................................... 27 

2.5. Sectorul energiei electrice – situaţia investiţiilor în zona de producere ................................... 30 

2.6. Analiza SWOT a sistemului energetic din România ................................................................ 36 

3. O NOUĂ VIZIUNE EUROPEANĂ PRIVIND ENERGIA ŞI MEDIUL. 

CONTEXTUL GLOBAL ......................................................................................................... 43 

3.1. Actualele provocări ale sectorului energiei şi necesitatea unei noi politici energetice 

a Uniunii Europene .................................................................................................................. 43 

3.2. Foaia de parcurs privind energia pentru 2050 .......................................................................... 45 

3.3. De unde s-a pornit – Cartea verde şi documentele strategice privind corelarea 

energie-mediu în Uniunea Europeană ...................................................................................... 46 

3.4. Un scenariu de evoluţie globală până în 2030 ......................................................................... 53 

4. ADAPTAREA ENERGETICII ROMÂNEŞTI LA PROVOCĂRILE 

EUROPENE ŞI A CELOR GLOBALE .................................................................................. 56 

4.1. Contextul românesc actual cu privire la emisiile de gaze cu efect de seră ............................... 56 

4.2. Eficientizarea utilizării energiei – tendinţa europeană şi necesitatea 

economiei româneşti ................................................................................................................ 59 

4.2.1. Elemente generale ........................................................................................................... 59 

4.2.2. Importanţa noilor tehnologii în eficientizarea utilizării energiei ..................................... 61 

4.2.3. Politici şi tendinţe privind eficienţa energetică în UE-27 ................................................ 62 

4.2.4. Situaţia României ............................................................................................................ 64 

4.2.5. Impactul recentei legislaţii europene privind eficienţa energetică 

asupra economiei româneşti ........................................................................................... 68 

4.3. Comparaţii calitative cu câteva state membre ale UE .............................................................. 71 

4.3.1. Politici investiţionale în sectoarele energiei din statele membre ale UE. 

Comparaţie calitativă cu România ................................................................................. 71 

4.3.2. Analiza calitativă a politicilor investiţionale din unele state membre 

în comparaţie cu România ............................................................................................. 74

Impactul investiţiilor din domeniul energetic asupra creşterii economice 

5. PROGNOZA ENERGETICĂ ÎN ROMÂNIA PENTRU PERIOADA 2012-2025 .............. 79 

5.1. Premise calitative avute în vedere pentru fundamentarea scenariului de dezvoltare 

macroeconomică şi energetică pentru următorii 20-25 de ani .................................................. 79 

5.2. Principalele caracteristici ale scenariului adoptat .................................................................... 80 

5.3. Ipotezele adoptate în perioada analizată pentru evaluarea structurii CIEP .............................. 81 

5.4. Producţia de energie primară în România în perioada 2011-2020 ........................................... 82 

5.5. Dezvoltarea sectorului energetic .............................................................................................. 83 

6. INVESTIŢIILE NECESARE ÎN SECTORUL ENERGIEI ELECTRICE ......................... 85 

6.1. Ipoteze...................................................................................................................................... 85 

6.2. Necesarul de putere nouă în sistemul electroenergetic naţional (SEN) ................................... 85 

7. PROGRAMUL DE ENERGETICĂ NUCLEARĂ AL ROMÂNIEI ................................... 93 

7.1. Situaţia actuală ......................................................................................................................... 93 

7.1.1. Introducere ...................................................................................................................... 93 

7.1.2. Legislaţia în domeniul nuclear ........................................................................................ 95 

7.1.3. Stadiul actual al energeticii nucleare în România ........................................................... 96 

7.2. Contextul energetic european şi mondial. Rolul energiei nucleare 

în mixtul energetic al UE ......................................................................................................... 98 

7.3. Rolul energiei nucleare în România ....................................................................................... 100 

7.3.1. Dezvoltarea de noi capacităţi nucleare .......................................................................... 100 

7.3.2. Proiectul unităţilor 3 şi 4 de la CNE Cernavodă ........................................................... 100 

7.4. Programe de dezvoltare.......................................................................................................... 102 

7.4.1. Direcţiile principale de dezvoltare a energeticii nucleare .............................................. 102 

7.4.2. Proiecte legate de finalizarea proiectului unităţilor 3 şi 4 

de la CNE Cernavodă ................................................................................................... 102 

7.4.3. Dezvoltarea capacităţilor naţionale de depozitare pe termen lung 

a deşeurilor radioactive prin utilizarea eficientă a fondurilor 

financiare colectate ...................................................................................................... 103 

7.4.4. Continuarea cercetării în domeniul reactoarelor din generaţia a IV-a ........................... 103 

7.5. Transparenţa şi comunicarea cu opinia publică ..................................................................... 104 

7.6. În loc de concluzii .................................................................................................................. 105 

8. INFLUENŢA INVESTIŢIILOR DIN DOMENIUL ENERGIEI 

ASUPRA ECONOMIEI NAŢIONALE ................................................................................ 108 

8.1. Propunere de model macroeconomic de legătură dintre eficienţa energetică şi PIB ............. 108 

8.2. Propunere de model de tip top-down pentru determinarea investiţiilor 

necesare pentru reducerea consumului final de energie prin îmbunătăţirea 

eficienţei energetice ............................................................................................................... 110 

8.3. Influenţa necesarului de investiţii din energie asupra dezvoltării 

economiei naţionale ............................................................................................................... 113 

6


9. MODIFICĂRI VIITOARE PROBABILE ALE PREŢULUI 

ENERGIEI ELECTRICE ...................................................................................................... 122 

9.1. Premise .................................................................................................................................. 122 

9.2. Influenţa investiţiilor necesare în sectorul energiei asupra inflaţiei ....................................... 129 

10. PROPUNERI DE POLITICI SECTORIALE ÎN SCOPUL DEZVOLTĂRII 

SUSTENABILE A SECTORULUI ROMÂNESC AL ENERGIEI .................................. 132 

10.1. Întrebări încă fără răspuns .................................................................................................... 132 

10.2. Câteva propuneri .................................................................................................................. 134 

10.2.1. Promovarea unui cadru legislativ şi de reglementare care să permită 

atragerea investiţiilor private autohtone şi străine în sectorul energiei electrice ....... 134 

10.2.2. Strategia energetică a României aprobată ca lege în parlament................................ 136 

10.2.3. Rezolvarea problemei suportabilităţii facturii de energie electrică 

la consumatorul casnic .............................................................................................. 137 

10.2.4. Înfiinţarea unei autorităţi naţionale/departament, care să aibă 

ca obiect de activitate „Energetica urbană şi rurală” ................................................. 142 

10.2.5. Implementarea unei scheme de obligaţii pentru furnizorii şi distribuitorii 

de energie .................................................................................................................. 143 

11. CONCLUZII ......................................................................................................................... 145 

BIBLIOGRAFIE ......................................................................................................................... 230 

REZUMAT .................................................................................................................................. 235 

7


LISTA TABELELOR 

Tabelul nr. 2.1. Situaţia rezervelor şi producţiei de energie primară aflate 

în evidenţa ANRM la data de 01.01.2011 ............................................................. 20 

Tabelul nr. 2.2. Potenţialul naţional al surselor regenerabile din România .................................... 21 

Tabelul nr. 2.3. Evoluţia consumului intern de energie primară ..................................................... 24 

Tabelul nr. 2.4. Evoluţia producţiei de energie primară .................................................................. 25 

Tabelul nr. 2.5. Importul principalilor purtători de energie ............................................................ 26 

Tabelul nr. 2.6. Dependenţa de importul de energie primară pentru acoperirea 

consumului intern .................................................................................................. 26 

Tabelul nr. 2.7. Consumul final de energie ..................................................................................... 28 

Tabelul nr. 2.8. Evoluţia intensităţii energiei primare în România ................................................. 29 

Tabelul nr. 2.9. Evoluţia intensităţii energiei primare – comparaţii internaţionale ......................... 29 

Tabelul nr. 2.10. Centralele termoelectrice din România ............................................................... 32 

Tabelul nr. 4.1. Efectele îmbunătăţirilor de eficienţă energetică la consumatorul final .................. 64 

Tabelul nr. 4.2. Potenţialul economic (eficient din punctul de vedere al costurilor) 

de economii de energie, în anul 2001 .................................................................... 66 

Tabelul nr. 4.3. Producţia de energie primară a Cehiei (2009) ....................................................... 75 

Tabelul nr. 4.4. Date privind producţia de surse primare în Bulgaria (2009) ................................. 76 

Tabelul nr. 4.5. Producţia de surse primare de energie în Marea Britanie (2009) .......................... 78 

Tabelul nr. 5.1. Producţia de energie din regenerabile ................................................................... 83 

Tabelul nr. 6.1. Puterea grupurilor care vor fi retrase din funcţiune între 2012 şi 2025 ................ 87 

Tabelul nr. 6.2. Puteri nete necesare în sistem ................................................................................ 87 

Tabelul nr. 6.3. Evoluţia puterilor existente .................................................................................... 88 

Tabelul nr. 6.4. Deficit şi necesar de putere .................................................................................... 88 

Tabelul nr. 6.5. Sporul necesar de putere ........................................................................................ 88 

Tabelul nr. 6.6. Asigurarea creşterii producţiei faţă de anul 2010 

datorită creşterii consumului ................................................................................. 89 

Tabelul nr. 6.7. Instalarea de noi capacităţi de producţie a energiei electrice ................................ 89 

Tabelul nr. 6.8. Programul instalării puterilor noi şi investiţiile aferente ....................................... 89 

Tabelul nr. 6.9. Programul Naţional de Acţiune în domeniul Energiilor Regenerabile .................. 90 

Tabelul nr. 6.10. Situaţia capacităţilor necesare a fi instalate în perioada 2011-2020-2025 ........... 90 

Tabelul nr. 8.1. Variaţia diverşilor factori şi influenţă finală asupra PIB ..................................... 111 

Tabelul nr. 8.2. Necesarul de investiţii până în 2020 .................................................................... 115 

Tabelul nr. 8.3. Calculul impactului investiţiilor asupra VAB din sectorul energiei electrice ...... 116 

Tabelul nr. 8.4. Indicatorul marginal ( K ) şi contribuţia efectivă a lui K şi KI în PIB .................. 120 

Tabelul nr. 9.1. Variaţia preţului energiei electrice la consumatorul final 

datorită certificatelor verzi................................................................................... 124 

Tabelul nr. 9.2. Evoluţia preţului lignitului autohton în perioada 2010-2035 ............................... 125 

Tabelul nr. 9.3. Evoluţia preţului cărbunelui energetic pe piaţa externă 

în perioada 2010-2035 ......................................................................................... 125 

Tabelul nr. 9.4. Evoluţia preţului ţiţeiului în perioada 2010-2035 ................................................ 126 

Tabelul nr. 9.5. Evoluţii pentru preţul gazelor naturale din import în perioada 2010-2035 .......... 127 

9


Tabelul nr. 9.6. Evoluţia preţului păcurii în perioada 2010-2035 ................................................. 127 

Tabelul nr. 9.7. Evoluţia preţului combustibilului nuclear în perioada 2010-2035 ....................... 127 

Tabelul nr. 9.8. Costul relativ faţă de lignit (ipoteza minimă) a combustibililor 

utilizaţi la producerea energiei electrice .............................................................. 128 

Tabelul nr. 9.9. Prognoze ale preţurilor combustibililor raportate la unităţi naturale ................... 128 

Tabelul nr. 9.10. O posibilă schemă de eşalonare a investiţiilor în sectorul energetic 

românesc în intervalul 2013-2020 .................................................................... 130 

Tabelul nr. 9.11. Calculul variaţiei indicelui de inflaţie datorată investiţiilor propuse ................. 131 

Tabelul nr. 11.1. Creşterea graduală a preţului energiei ............................................................... 147 

Tabelul nr. A1.1. Scenariul nr. 1. Evoluţia PIB 2008-2035 .......................................................... 154 

Tabelul nr. A1.2.1. Scenariul nr. 1. Varianta 1 –Structura consumului intern 

de energie primară 2008-2035 în România .................................................... 155 

Tabelul nr. A1.2.2. Scenariul nr. 1. Varianta II –Structura consumului intern de energie 

primară 2008-2035 în România, reducerea cu 20% CIEP 

până în 2020 (mii tep) .................................................................................... 156 

Tabelul nr. A1.3.1. Scenariul nr. 1 – Producţia de energie primară 2008-2035 

în România (mii tep) – Producţia de gaze naturale în declin ......................... 157 

Tabelul nr. A1.3.2. Scenariul nr. 1 – Producţia de energie primară 2008-2035 

în România (mii tep) – Producţia de gaze naturale stabilă + 

participarea noilor rezerve descoperite .......................................................... 158 

Tabelul nr. A1.4.1. Scenariul 1. Varianta 1 – Importul de resurse energetice primare 

pentru asigurarea consumului intern (mii tep)- Producţia de gaze 

naturale în declin ............................................................................................ 159 


pentru asigurarea consumului intern (mii tep) Producţia de gaze 

naturale stabilă + participarea noilor rezerve descoperite .............................. 160 


pentru asigurarea consumului intern (mii tep)- Reducere cu 20% CIEP 

până în 2020- Producţia de gaze naturale stabilă + participarea 

noilor rezerve descoperite .............................................................................. 161 

Tabelul nr. A1.4.1a Scenariul 1. Varianta 1 – Importul de resurse energetice primare 

pentru asigurarea consumului intern (mii tep)- Producția de gaze 

naturale stabila + participarea noilor rezerve descoperite ............................. 162 

Tabelul nr. A.2.1. Prognoza consumului de energie electrică 2012-2020-2025 ........................... 163 

Tabelul nr. A.2.2. Programul de noi centrale hidroelectrice ......................................................... 164 

Tabelul nr. A.3.1. Şapte posibilităţi de organizare şi conducere a SACET .................................. 172 

Tabelul nr. A.3.2. Concluzii privind consecinţele menţinerii situaţiei actuale 

(delegarea serviciului către un operator public-privat sau integral public ....... 173 

Tabelul nr. A.3.3. Prevederile principale ale delegării serviciului de alimentare 

cu energie termică către un operator integral privat ........................................ 174 

Tabelul nr. A.3.4. Cheltuieli şi venituri pentru consumatorii racordaţi la SACET 

în unele ţări din Uniunea Europeană ................................................................ 177 

Tabelul nr. A.11.1. Ordonarea după costul unitar actualizat al energiei electrice produse 

în diferite tipuri de tehnologii funcţionând în bază ........................................ 221 

Tabelul nr. A.11.2. Ordonarea după costul unitar actualizat al energiei electrice produse 

de diferite tipuri de tehnologii cu durata de utilizare redusă 

sau cu funcţionare la vârf ............................................................................... 221 

Tabelul nr. A.12.1. Planul de investiţii ......................................................................................... 226 

10


Tabelul nr. A.13.1. Tabel de calcul pentru contribuţia fiecărui sector privind energia 

din surse regenerabile la consumul final de energie ...................................... 227 

Tabelul nr. A14.1. Elasticitatea energiei primare – e1 şi a energiei electrice – e2 

faţă de PIB pentru Europa şi Uniunea Europeană în perioada 1980-2008 ..... 228 

Tabelul nr. A14.2. Elasticitatea energiei primare – e1 şi a energiei electrice – e2 

faţă de PIB pentru unele ţări europene în perioada 2004-2007 ...................... 228 

11


LISTA FIGURILOR 

Figura nr. 4.1. Repartiţia sectorială a emisiilor de GES în economia României 

în perioada 1989-2007 ............................................................................................. 58 

Figura nr. 4.2. Comparaţia intensităţii energiei primare calculate la cursul de schimb, 

respectiv la paritatea puterii de cumpărare .............................................................. 64 

Figura nr. 4.3. Raport între importul net şi consumul intern brut plus rezerve ............................... 71 

Figura nr. 4.4. Energia electrică din surse regenerabile ca procentaj din energia 

electrică produsă ...................................................................................................... 73 

Figura nr. 6.1. Total putere instalată în SEN, 2011 ......................................................................... 86 

Figura nr. 6.2. Producţia de energie electrică, 2011 ........................................................................ 86 

Figura nr. 9.1. Cotele anuale realizate de achiziţie de certificate verzi 

în perioada 2005-2011 comparativ cu cele legal stabilite...................................... 124 

Figura nr. A.3.1. Comparaţie între fluxurile de energie şi combustibil la producerea 

separată a electricităţii şi căldurii şi, respectiv, la cogenerare .......................... 166 

Figura nr. A.3.2. Principalii factori care influenţează eficienţa încălzirii centralizate 

şi suportabilitatea facturilor .............................................................................. 167 

Figura nr. A.3.3. Evoluţia contextului general şi a reglementărilor în relaţia 

energie şi mediu ................................................................................................ 170 

Figura nr. A.3.4. Comparaţie între tariful monom şi tariful binom ............................................... 178 

Figura nr. A.7.1. Cota de producere de energie electrică pe cărbune în Europa ........................... 197 

Figura nr. A.11.1. Variaţia costului unitar actualizat al energiei electrice în funcţie 

de durata de funcţionare a grupului în anul 2020 ............................................. 222 


de durata de funcţionare a grupului în anul 2030 ............................................... 223 

12


LISTA ANEXELOR 

Anexa nr. 1. Scenariile utilizate pentru realizarea prognozei economice şi energetice ................ 154 

Anexa nr. 2. Sinteza prognozei economice şi energetice .............................................................. 163 

Anexa nr. 3. Alimentarea centralizată cu energie termică în România ......................................... 165 

Anexa nr. 4. Decizii greşite de politică economică şi politică energetică, care au afectat 

cogenerarea şi încălzirea centralizată în România .................................................... 179 

Anexa nr. 5. Alte politici greşite în sectorul energiei – hidroelectrica în insolvenţă: 

cauze şi efecte .......................................................................................................... 183 

Anexa nr. 6. Opiniile băncii mondiale privind situaţia energetică a ţărilor 

din Europa Centrală şi de Est ................................................................................... 187 

Anexa nr. 7. Pachetul legislativ energie – schimbări climatice..................................................... 189 

Anexa nr. 8. Rolul cercetării-dezvoltării în lume şi în România ................................................... 201 

Anexa nr. 9. Planul strategic de tehnologii energetice al Uniunii Europene ................................. 210 

Anexa nr. 10. Clădirile şi consumul de energie ............................................................................ 214 

Anexa nr. 11. Eficienţa tehnică şi economică a diferitelor tehnologii de producere 

a energiei electrice .................................................................................................. 219 

Anexa nr. 12. Planul naţional de investiţii .................................................................................... 226 

Anexa nr. 13. Contribuţia fiecărui sector al economiei privind aportul RES 

la consumul final de energie ................................................................................... 227 

Anexa nr. 14. Relaţia dintre creşterea produsului intern brut şi consumul total de energie 

primară, respectiv energie electrică, pentru unele ţări europene ............................ 228 

13


LISTA ABREVIERILOR 

Acronim 

ACER 

ADEME 

AIE 

AIEA 

ANDRAD 

ANRM 

ANRE 

ANRSC 

CIEP 

CHE 

CNCAN 

CNE 

CNU 

CTE 

ECOSOC 

ETS 

IAPC 

MECMA 

OPCOM 

PNI 

RAAN 

SWOT 

VAB 

Denumire 

Agenţia Europeană a Reglementatorilor din domeniul Energiei 

Agenţia de Eficienţă Energetică şi Mediu a Franţei 

Agenţia Internaţională de Energie 

Agenţia Internațională pentru Energie Atomică 

Agenţia Nucleară şi pentru Deşeuri Radioactive 

Agenţia Națională pentru Resurse Minerale 

Agenţia Naţională de Reglementare în domeniul Energiei 

Agenţia Naţională de Reglementare a Serviciilor Comunale 

consum intern de energie primară 

centrala hidroelectrică 

Comisia Naţionala de Control a Activităţilor Nucleare 

centrala nuclearelectrică 

Compania Naţională a Uraniului 

centrala termoelectrică 

Comitetul Economic şi Social al ONU 

emission trading scheme (sistemul UE de comercializare a emisiilor) 

Indicele armonizat al preţurilor la consumator 

Ministerul Economiei, Comerţului şi al Mediului de Afaceri 

Operatorul Comercial al Pieţei de Energie Electrică 

Planul Naţional de Investiţii 

Regia Autonomă pentru Activităţi Nucleare 

Strengths-Weaknesses-Opportunities-Threats (Puncte forte-Puncte slabe- 

Oportunități-Ameninţări) 

Valoarea adăugată brută 

14

1. INTRODUCERE 


Prezenta lucrare reprezintă răspunsul autorilor la o provocare lansată de 

Comisia Naţională de Prognoză privind evaluarea impactului investiţiilor necesare 

modernizării sectorului românesc al energiei asupra dezvoltării economiei ţării. 

Importanţa dezvoltării unui sector energetic sigur, sustenabil şi competitiv pe 

piaţa internă europeană nu mai trebuie subliniată, este deja un truism. De aceea, 

aprecierea cât mai realistă a limitărilor fizice şi financiare ale sectorului este 

esenţială, cu atât mai mult în actualul context al unui număr din ce în ce mai mare 

de provocări pe care le înfruntă acest sector (de multe ori neglijat sau folosit 

necorespunzător de factorii decizionali) atât din partea efectelor crizei economice 

şi financiare prelungite, cât şi a celor ce decurg din angajamentele politice luate la 

nivelul Uniunii Europene generate de pachetele legislative specifice. 

Acoperirea necesităţilor investiţionale depinde de aceste limitări, dar şi de 

faptul că generarea de capital la nivelul întregii economii trebuie împărţită tuturor 

sectoarelor. Dar fără energie nu există dezvoltare economică, iar aceasta trebuie 

realizată si utilizata în mod sustenabil. În consecinţă, este esenţial nu numai să 

apreciem cât mai exact ce investiţii se cer a fi făcute în acest sector strategic, ci şi 

cum, în ce tehnologii, respectiv ce surse primare trebuie dezvoltate. 

Având în vedere faptul că unul din pilonii de bază ai politicii economice al 

UE, inclus şi în Strategia Europa 2020, îl reprezintă utilizarea eficientă a resurselor şi 

creşterea securităţii energetice a UE, evaluarea perspectivelor pentru economia 

românească devine de stringentă actualitate. Prin Strategia Europa 2020 au fost 

asumate două direcţii principale de acţiune în domeniul dezvoltării durabile a sectorului 

energetic: creşterea ponderii energiei din surse regenerabile şi îmbunătăţirea 

eficienţei energetice, ambele cu consecințe asupra emisiilor de gaze cu efect de seră. 

Îndeplinirea obiectivelor presupune un efort investiţional de modernizare 

ridicat deoarece se urmăreşte o dezvoltare fără carbon sau – cel puţin – cu carbon 

redus, deci se apelează la tehnologii mai puţin convenţionale. De aceea, studiul 

încearcă să ofere, pe de o parte, o evaluare macroeconomică a investiţiilor necesare 

sectorului energetic, iar, pe de altă parte, măsura în care această destinaţie oferă 

premise pentru o creştere sustenabilă. Aici problema se deplasează atât asupra 

tendinţei de epuizare a surselor primare, cât şi asupra limitărilor autoimpuse 

(angajamente ferme ale României la nivelul Uniunii Europene) privind impactul 

asupra mediului, în mod special emisiile de gaze cu efect de seră. Prezentul studiu 

analizează cele doua tendinţe şi sugerează modalităţi de abordare care ar trebui luate 

în considerare de către decidenţi în viitoarele strategii ale sectorului. 

Subliniind importanţa eficienţei energetice, studiul evaluează posibilităţile 

de creştere a acesteia prin modernizare structurală şi investiţii în producţia de 

bunuri şi servicii, astfel încât prognoza echilibrului bugetar, dar şi a utilizării PIB, 

15


să fie mai bine realizată. În plus, se concentrează pe următoarele elemente 

esenţiale ale sectorului: 

a) Identificarea posibilităţilor de modificare, pe termen lung, a structurii 

producţiei de purtători de energie primară. 

b) Studierea tendinţelor şi modalităţilor pentru reducerea consumului de 

energie şi utilizarea eficientă a energiei pe întregul lanţ de transformări. 

c) Impactul creşterii ponderii energiei din surse regenerabile asupra 

preţului energiei. 

d) Impactul creşterii preţului la energie asupra inflaţiei şi asupra dinamicii 

consumului final. 

e) Impactul creşterii dependenţei economiei româneşti de import al 

purtătorilor de energie primară şi măsuri de atenuare a acestui fenomen. 

Un astfel de studiu se consideră necesar şi din perspectiva colaborării la 

rularea modelului PRIMES în cadrul Comisiei Europene, unde Comisia Naţională 

de Prognoză oferă baza de date pentru evaluările privind economia românească. 

Studiul propune – totodată – evaluări bazate pe utilizarea unor modele dezvoltate 

de autori. 

Comisia Europeană consideră că noua strategie energetică europeană se va 

implementa – în principal – prin trei vectori legislativi şi de management ai 

sectorului: 

a) tehnologic, prin Planul European Strategic pentru Energie şi Tehnologii 

(aşa-numitul SET Plan); 

b) reformarea pieţei interne de energie – electricitate şi gaze – prin cel de-al 

Treilea Pachet Legislativ al Pieței Interne şi 

c) o noua relaţie energie – mediu, prin Pachetul legislativ Energie – 

Schimbări Climatice. 

Tot cei trei vectori impun o serie de provocări pentru sectoarele energetice 

ale statelor membre, solicitând o serie de acţiuni urgente conţinute în diversele 

planuri de acţiune. Situaţia economică a Uniunii afectată de criză ridică probleme 

suplimentare, ceea ce a obligat Comisia Europeană la regândirea strategiei 

energetice pentru deceniul 2011-2020. 

Componentele cheie ale acestei strategii energetice sunt reprezentate de: 

exploatarea potenţialului de economisire a energiei; 

promovarea inovării pentru tehnologii cu carbon redus; 

crearea unei pieţe interne funcţionale; 

reţele energetice sigure şi sustenabile; 

cooperare mai bună în cadrul UE, precum şi stabilirea unui plan mai 

coerent şi efectiv, la nivel comunitar, în domeniul politicii externe energetice a UE. 

Conform strategiei, efectele crizei economice nu trebuie să diminueze 

determinarea Europei de a-şi atinge obiectivele, precum îmbunătăţirea durabilităţii 

16


consumului de energie, reducerea cererii de energie şi a emisiilor generate pe 

unitatea de energie produsă. 

În comparaţie cu Planurile de Acţiune anterioare, viitorul Plan de Acţiune 

pentru această strategie va pune un accent mai mare pe investiţii pentru care sunt 

necesare sute de miliarde de euro investiţii în tehnologii noi, infrastructură, 

îmbunătăţirea eficienţei energetice, tehnologii energetice cu carbon redus şi în 

pregătirea profesională a populaţiei pentru decarbonizarea economică. În 

condiţiile în care criza economică face ca finanţarea investiţiilor să fie tot mai 

dificilă, este necesar ca acestea să fie orientate cât mai bine. Securitatea energetică 

a UE va depinde de noi interconectări, atât în interiorul UE cât şi în afară, de 

practicile de economisire a energiei şi tehnologii, precum şi de realizarea reţelelor 

de transport inteligente şi a tehnologiilor de măsurare. 

În condiţiile actuale de globalizare, beneficiile economice şi sociale în 

atingerea obiectivelor 2020 se consideră că vor fi semnificative. Acestea pot rezulta la 

nivelul Uniunii Europene în 60 miliarde euro reducere de cheltuieli cu importurile de 

gaze naturale şi petrol până în 2020, acest lucru însemnând nu numai economii 

financiare, dar şi un pas esenţial în asigurarea securităţii energetice. Continuarea 

integrării pieţei europene prin aplicarea prevederilor celui de-al Treilea Pachet 

Legislativ poate conduce la o creştere de 0,6%-0,8% a PIB la nivelul Uniunii. 

Atingerea obiectivelor UE privind energiile regenerabile poate conduce la crearea de 

mai mult de 600.000 locuri de muncă în UE. Adăugând obiectivul de 20% în eficienţa 

energetică, se creează încă cel puţin un milion de noi locuri de muncă. 

România se va integra inevitabil în aceste eforturi dar, din nefericire – din 

cauza întârzierii în înlocuirea unor echipamente cu durată de viaţă depăşită şi uzate 

moral – va întâmpina dificultăţi suplimentare în atingerea obiectivelor propuse. 

De aceea, studiul va analiza magnitudinea investiţiilor necesare sectorului 

electroenergetic românesc până în 2020, făcându-se o analiză economică a 

influențelor pe care aceste investiții le vor avea asupra economiei românești în 

eforturile ei de atingere a obiectivelor europene. 

Aşa cum se prefigurează situaţia la acest moment, investiţiile sectorului se 

vor concentra în: 

- înlocuirea unor instalaţii a căror durată de funcţionare a depăşit durata 

normată de viaţă; 

- modernizarea instalaţiilor pentru îndeplinirea condiţiilor de mediu; 

- penetrarea noilor tehnologii, în mod special a tehnologiilor de energie 

regenerabilă; 

- îndeplinirea obiectivelor autoimpuse şi – legat de aceasta – accelerarea 

dezvoltării tehnologiilor cu carbon scăzut; 

- extinderea internă şi integrarea în reţelele inteligente europene (smart 

grids) şi în piaţa internă europeană de energie; 

17


- asimilarea şi extinderea captării şi stocării carbonului din gazele de 

ardere ale centralelor electrice folosind combustibili fosili; 

- diversificarea surselor de import a gazelor naturale (fie prin proiecte de 

magistrale regionale tip Nabucco, fie printr-un terminal de gaze lichefiate – de 

exemplu, proiectul AGRI, depinzând de decizia politică şi de cea economică). 

În acest context, prezentul studiu a încercat să răspundă la o serie de 

întrebări legate de aceste priorităţi: 

– Care este magnitudinea investiţiilor necesare sectorului pentru a se 

atinge obiectivele definite prin cei trei vectori 

- Ce efecte globale vor avea aceste investiţii din sectorul energetic asupra 

diverselor ramuri ale economiei româneşti şi chiar ale vieţii sociale Este evident 

că aceste investiţii vor influenţa agricultura (în primul rând, prin necesarul de 

biomasă), sectorul rezidenţial (prin obiectivele de conservare a energiei), urbanismul 

(prin integrarea surselor regenerabile şi extinderea producerii descentralizate 

de energie şi prin extinderea reţelelor inteligente), industria (prin necesitatea 

asimilării de echipamente şi tehnologii specifice) etc., agregat asupra PIB-ului. 

- Efectul creşterii preţurilor purtătorilor de energie se va simţi direct asupra 

economiei şi societăţii româneşti şi a competitivităţii ţării, în primul rând la 

nivelul pieţei interne europene. 

- Surplusul de energie – şi, în mod special, cea verde – va putea fi 

tranzacţionat prin instrumente specifice cu impact direct asupra poziţiei României 

în comerţul exterior din regiune. Cum se prefigurează această poziţie 

- Există premise ca această dezvoltare să fie sustenabilă sau nu 

Studiul evaluează posibilităţile de creştere a eficienţei energetice şi 

apreciază nivelul investiţiilor în producţia de bunuri şi servicii pentru atingerea 

ţintei de reducere a consumului final de energie cu 20%, ţintă impusă de pachetul 

legislativ energie-schimbări climatice a Uniunii Europene, astfel încât prognoza 

echilibrului bugetar, dar şi a utilizării PIB să fie mai bine realizată. 

Totodată, studiul are drept scop să genereze şi să asigure noi date necesare 

pentru analiza macroeconomică la nivelul beneficiarului: Comisia Naţională de 

Prognoză. 

În acest scop, analizele propuse se vor baza pe cele mai recente studii 

efectuate la nivelul UE şi în România, privind pachetele legislative adoptate la 

nivelul Uniunii, ca şi pe angajamentele luate de ţara noastră, de exemplu, 

Planurile de Acţiune pentru sursele regenerabile şi eficienţa energetică. Studiul 

mai analizează instrumentele de politică energetică şi propune modificarea 

acestora acolo unde autorii consideră că este necesar a fi schimbate în scopul 

rezolvării provocărilor identificate. 

18


2. SECTORUL ENERGIEI – SITUAŢIA ACTUALĂ 

2.1. Resurse de energie primară 

România dispune de resurse de energie primară fosile şi minerale diverse, 

dar reduse cantitativ: cărbune, ţiţei, gaze naturale, minereu de uraniu precum şi de 

un potenţial valorificabil de resurse regenerabile semnificativ. 

Cărbune 

Lignitul din România are puterea calorică între 1.650 și 1.950 kcal/kg. 

Resursele sunt estimate la circa 3.300 milioane tone din care, exploatabile în 

perimetrele concesionate, 356 milioane tone. În situaţia unei producţii medii de 

30 milioane tone/an, rezervele din perimetrele concesionate în prezent, pot asigura 

extracţia pentru încă circa 10 ani. Totalul rezervelor exploatabile de lignit pot 

asigura încă aproximativ 40 ani un nivel de producţie de circa 30 mil. tone/an. 

Extracţia la zi a lignitului este nesubvenţionată. 

Resursele de huilă situate în bazinul Valea Jiului sunt estimate la 6.020 

milioane tone, din care 95 milioane tone rezerve exploatabile. Zăcămintele din 

România sunt situate în condiţii geo-miniere complexe, iar caracteristicile 

mineralogice, ce determină calitatea, se situează la limita inferioară, huila extrasă 

având puterea calorifică de 3.650 kcal/kg, valoare redusă în comparaţie cu huila 

standard. Producţia de huilă în Valea Jiului este subvenţionată de stat iar Directiva 

UE din 2011 permite continuarea subvenţiei pentru exploatarea huilei până în 

2018 şi condiţionează acest fapt de aplicarea strictă a unui program de închidere a 

minelor care generează pierderi. Din punct de vedere economic şi energetic pentru 

producţia de energie electrică, huila indigenă, fără subvenţii devine sursă 

marginală. 

Cărbunii extraşi în România, de calitate inferioară, se pot utiliza numai în 

termocentrale echipate pentru aceste tipuri de combustibil şi situate cât mai 

aproape de zona de exploatare a cărbunelui. 

Ţiţei 

Rezervele de ţiţei exploatabile din România cunoscute în prezent au un 

potenţial estimat în 2011 la circa 54 milioane tone iar în condiţiile declinului 

producţiei interne, pot asigura continuitatea extracţiei pentru încă circa 15 ani. 

Rezervele sunt limitate în condiţiile în care nu se vor identifica noi zăcăminte cu 

potenţial important. 

19


Gaze naturale 

Rezervele de gaze naturale evaluate şi exploatabile în prezent, sunt 

estimate la circa 109 miliarde m 3 şi, în condiţiile declinului producţiei interne, 

asigură exploatarea pentru încă circa 10 ani. 

Recent s-au anunţat descoperiri de noi rezerve potenţiale de gaze naturale 

în apele teritoriale ale Marii Negre şi în NV ţării. Evaluarea mărimii acestora 

precum şi a condiţiilor de exploatare pot aduce în viitorul apropiat modificări 

semnificative ale producţiei interne de gaze naturale. 

Înmagazinare subterană a gazelor naturale din România se realizează în 8 

depozite de înmagazinare în zăcăminte de gaze depletate cu o capacitate totală de 

înmagazinare de 4 miliarde m 3 (se poate acoperi consumul pe perioada de iarnă 

pentru circa 45 de zile). 

Uraniu 

Din punctul de vedere al rezervelor de minereu de uraniu existente şi 

exploatabile, acestea pot asigura necesarul de consum pentru două unităţi la CNE 

Cernavodă pe durata de viaţă a acestora. 

Conform cu cele prezentate, este evident că, lignitul reprezintă singura 

resursă fosilă de energie primară care poate contribui semnificativ la producerea 

energiei electrice în următoarele 2-3 decade. (tabelul nr. 2.1). 

Tabelul nr. 2.1. Situaţia rezervelor şi producţiei de energie primară aflate în evidenţa ANRM la 

data de 01.01.2011 

Purtătorul de 

energie 

primară 

U.M. 

Rezerve 

sigure / 

exploatabile 

Rezerve 

exploatabile în 

perimetre 

concesionate 

Producţia 

anuală 

estimată 

Perioada 

estimată de 

exploatare 

în ani 

(6=3/5) 

1 2 3 4 5 6 

Hidrocarburi 

ţiţei 10 3 tone 54882 1) 54882 4300 15 

gaze naturale 10 6 m 3 109284 2) 109284 11000 10 

Cărbuni 

lignit 10 6 tone 3297 356 30 – 35 circa 100 

huilă 10 6 tone 602 95 .. 3) .. 3) 

1) 

87% dovedite + 9% probabile + 4% posibile; 

2) 76% dovedite + 19,5% probabile + 4,5% posibile; 

3) se vor determina după restructurarea CCH şi oprirea exploatărilor neeconomice. 

În condiţiile unui declin anual constant de 3-5% pentru ţiţei şi 4-6% pentru 

gaze naturale, precum şi în aprecierea gradului de înlocuire a rezervelor exploatate 

de 15-20% pentru ţiţei şi respectiv, 15-30% pentru gaze naturale se poate trage 

20


concluzia că producţia de energie primară în România bazată atât pe valorificarea 

rezervelor fosile de energie primară, cărbune şi hidrocarburi cât şi pe cele de 

minereu de uraniu, în cea mai optimistă situaţie, nu va creşte în următoarele 

două-trei decade, ci din contră. 

Rezultă faptul că acoperirea creşterii cererii de energie primară în România 

se va realiza prin creşterea utilizării resurselor regenerabile de energie şi prin 

importuri de energie primară – gaze, ţiţei, cărbune, combustibil nuclear. La nivelul 

orizontului analizat, România va rămâne dependentă de importurile de energie 

primară. Gradul de dependenţă va depinde de descoperirea de noi resurse interne 

exploatabile, de gradul de integrare a surselor regenerabile de energie şi de 

succesul măsurilor de creştere a eficienţei energetice. 

Resurse energetice regenerabile 

Potenţialul energetic teoretic al surselor regenerabile de energie de care 

dispune România este semnificativ. Potenţialul care poate fi utilizat al acestor 

surse este mult mai mic, datorită limitărilor naturale, tehnologiilor, eficienţei 

economice şi a restricţiilor de mediu (tabelul nr. 2.2). 

Tabelul nr. 2.2. Potenţialul naţional al surselor regenerabile din România 

Sursa de energie Potenţialul Echivalent economic Aplicaţie 

regenerabilă energetic anual energie (mii tep) 

Energie solară 

– termică 60×10 6 GJ 1433,0 Energie 

termică 

– fotovoltaic 1200 GWh 103,2 Energie 

electrică 

Energie eoliană 23000 GWh 1978,0 Energie 

electrică 

Energie hidroelectrică, 

din care: 

40000 GWh 

6000 GWh 

3440,0 

516,0 

Energie 

electrică 

– sub 10 MW 

Biomasă şi biogaz 318×10 6 GJ 7597,0 Energie 

termică 

Energie geotermală 7×10 6 GJ 167,0 Energie 

termică 

Sursa: Planul Naţional de Acţiune în Domeniul Energiei din Surse Regenerabile (PNAER) – 2010. 

Potenţialul efectiv amenajabil eolian şi hidroenergetic este mult inferior 

celui tehnic amenajabil, din cauza restricţiilor de mediu (amplasamente cu 

interdicţie de utilizare sau cu costuri foarte mari de realizare). 

Potrivit ultimelor evaluări, potenţialul hidroenergetic tehnic amenajabil al 

României este de circa 32.000 GWh/an. La finele anului 2011 puterea instalată în 

centrale hidroelectrice era de 6.528 MW, energia pentru anul hidrologic mediu 

21


fiind evaluată la 17.500 GWh/an. Astfel, gradul de valorificare a potenţialului 

tehnic amenajabil este în prezent de 54%. 

Cu excepţia centralelor hidroelectrice mari, costurile de producere a 

energiei electrice în unităţi ce utilizează surse regenerabile (eoliană, fotovoltaică, 

biomasă) sunt în prezent superioare celor aferente utilizării combustibilului fosil şi 

nuclear. În această situaţie se aplică scheme de sprijin pentru introducerea în piaţă 

a energiei electrice produse din aceste surse. 

2.2. Evoluţia consumului şi a producţiei de energie primară 

Consumul de energie primară şi cel de energie electrică sunt corelate cu 

gradul de dezvoltare economică al ţării, nivelul de trai al populaţiei, gradul de 

electrificare al economiei, de eficienţa tehnologiilor utilizate etc. 

Se înregistrează şi în România începerea fenomenului de decuplare treptată 

a creşterii consumului de energie de creşterea economică, fenomen care în ţările 

dezvoltate s-a înregistrat încă din perioada ce a urmat primului şoc petrolier (1973). 

Dezvoltarea economică, structura economiei şi măsurile de eficienţă 

energetică reprezintă principalii factori ce influenţează consumul intern de energie 

primară (tabelul nr. 2.3). 

Principala restricţie pentru România este caracterul limitat al resurselor 

interne de combustibili fosili şi a evoluţiilor scăzătoare a producţiei de ţiţei şi gaze 

naturale, ceea ce influenţează dependenţa ţării de importurile de energie primară. 

Datorită rezervelor limitate de resurse de energie primară, în România 

producţia internă de energie a rămas practic constantă la valoarea de circa 27-28 

mil. tep. Fără aportul surselor regenerabile de energie această valoare va scădea 

treptat în următorii ani (tabelul nr. 2.4). 

Analizând evoluţia producţiei interne de energie primară în perioada 

2000-2010 rezultă următoarele concluzii: 

Ponderea principală în producţia internă o au gazele naturale. Producţia 

de gaze naturale cunoaşte însă o scădere treptată datorită declinului zăcămintelor, 

ponderea acesteia în total a scăzut de la 38,9% în anul 2000 la 31,7% în anul 

2010; 

Producţia de ţiţei a scăzut, de asemenea, într-un ritm mai accentuat 

ajungând la o pondere în total de numai 15,3% în anul 2010, faţă de 21,8% în anul 

2000. Astfel ţiţeiul a devenit al treilea purtător de energie în producţia de energie 

în România, pe locul doi fiind cărbunele; 

22


Producţia de cărbune a crescut în unităţi fizice cât şi ca pondere în 

producţia totală; principala contribuţie a avut-o creşterea producţiei de lignit; 

Combustibilii fosili (cărbune, ţiţei, gaze naturale) reprezintă o pondere 

majoritară (71,8% în anul 2010) în producţia de energie primară; 

Lemnele de foc şi deşeurile agricole deţin o pondere importantă în 

producţia internă de energie. Acest lucru reliefează importanţa dezvoltării 

tehnologiilor moderne de obţinere şi utilizare a biomasei pentru producerea de 

energie (preponderent termică). 

Pentru a satisface necesarul de consum, România a importat cantităţi 

relativ importante de energie (tabelul nr. 2.5). 

Având în vedere costurile ridicate de valorificare a surselor regenerabile 

este puţin probabil ca pe termen mediu creşterea consumului de energie primară şi 

scăderea producţiei interne să poată fi acoperite integral din surse regenerabile, 

ceea ce va conduce la creşterea importurilor de energie. 

Dependenţa de importurile de energie primară a crescut continuu în 

perioada 2000-2008 de la circa 22%, în anul 2000, la 27,2% în 2008, cu un maxim 

de 31,9% în 2007, anul premergător declanşării crizei economice. În anii 

2009-2010 dependenţa de importuri a scăzut la circa 20% prin scăderea 

activităţilor economice ca urmare a recesiunii (tabelul nr. 2.6). 

23

Tabelul nr. 2.3. Evoluţia consumului intern de energie primară 

(mii tep) 

Anul 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 

Consumul intern de energie 

primară, 

36374 37971 36480 39032 38950 37868 39381 39159 39658 34328 34817 


Cărbune* 7475 8169 8812 9509 9172 8742 9540 10064 9649 7436 6911 

Petrol şi produse petroliere** 9808 10804 9371 9088 10092 9163 9840 9658 9719 8239 8417 

Gaze naturale*** 13679 13315 13326 15317 13766 13820 14308 12862 12476 10642 10897 

Lemne de foc şi deşeuri agricole 2763 2134 2351 2844 3134 3185 3185 3275 3710 3742 3982 

Energie hidroelectrică 1212 1172 1136 962 1320 1489 1212 1195 1115 1164 1573 

Energie nucleară 1338 1335 1352 1203 1360 1362 1381 1890 2752 2881 2850 

Alţi combustibili 92 1034 115 93 93 88 87 194 211 198 161 

Energie din surse 

7 7 17 18 81 82 18 21 26 25 26 

neconvenţionale 

Notă:* Cărbune = Cărbune bituminos + Alte huile + lignit + cărbune brun. 

**Petrol şi produse petroliere = Ţiţei + Benzină + Petroluri + Motorină + Păcură + Gaze de rafinărie + GPL + Alte produse petroliere. 

***Gaze naturale=gaze naturale. 

Sursa: Institutul Naţional de Statistică, Balanţa Energetică a României – colecţii.


Tabelul nr. 2.4. Evoluţia producţiei de energie primară 

(mii tep) 

Anul 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 

Producţia de energie 

primară, din care: 

Total cărbune, din care: 

– Cărbune bituminos 

– Alte huile 

– Lignit 

– Cărbune brun 

28106 27994 27668 28192 28026 27090 27065 27300 28779 28034 27428 

5601 

8 

1171 

4354 

68 

6239 

8 

1177 

4979 

75 

6117 

8 

1111 

4942 

56 

6536 

6 

980 

5499 

51 

Lemne de foc şi deşeuri agricole 2762 2130 2351 2903 3160 3229 3235 3304 3750 3838 3900 

6192 

- 

1023 

5120 

50 

5793 

- 

1082 

4698 

13 

6477 

- 

837 

5628 

12 

6858 

- 

902 

5933 

23 

7011 

- 

979 

5985 

47 

6447 

- 

751 

5718 

8 

5902 

- 

730 

5172 

0 

Ţiţei 6157 6105 5951 5770 5592 5326 4897 4651 4619 4390 4186 

Gaze naturale 10968 10889 10384 10529 10196 9536 9395 9075 8982 8964 8705 

Alţi combustibili 1 4 115 92 92 87 82 127 158 98 90 

Energie din surse 

7 7 17 18 13 18 18 21 26 25 26 

neconvenţionale 

Energie hidroelectrică 1272 1284 1381 1141 1421 1739 1580 1374 1481 1361 1769 

Energie nucleară 1338 1336 1352 1203 1360 1362 1381 1890 2752 2881 2849 

Sursa: Institutul Naţional de Statistică, Balanţa Energetică a României – colecţii. 

25


Tabelul nr. 2.5. Importul principalilor purtători de energie 

(mii tep) 

Anul 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 

Importul de energie 

10925 12771 13949 14639 16672 17072 17605 17399 16324 11235 11239 

primară 


Cărbune (inclusiv cocs) 1917 2302 2749 2772 3184 2926 2701 3501 2550 1013 1221 

Petrol şi produse petroliere 6229 8071 8119 7061 9137 9711 9976 9812 10073 8471 7955 

Gaze naturale 2712 2332 3043 4723 4127 4233 4839 3904 3567 1614 1834 

Energie electrică 67 66 38 83 222 200 85 109 79 56 66 


Tabelul nr. 2.6. Dependenţa de importul de energie primară pentru acoperirea consumului intern 

(mii tep) 

Anul UM 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 

Sold import – export tep 7979 9437 8950 10527 11852 10538 11622 12464 10693 6685 7187 

Consumul intern de energie tep 36374 37971 36480 39032 38950 37868 39381 39159 39658 34328 34817 

primară 

Gradul de dependenţă % 21,9 24,9 24,5 27,0 30,4 27,8 29,5 31,8 27,0 19,2 20,6 

26


2.3. Evoluţia consumului final de energie şi a intensității energiei 

primare 

Consumul final de energie în perioada 2000-2010 a avut următoarea 

evoluţie (tabelul nr. 2.7). 

Utilizarea eficientă a energiei 

Creşterea eficienţei energetice are o contribuţie majoră la realizarea 

siguranţei alimentării, dezvoltării durabile şi competitivităţii, la economisirea 

resurselor energetice primare şi la reducerea emisiilor gazelor cu efect de seră. 

Indicatorul sintetic reprezentativ privind eficienţa de utilizare a energiei la 

nivel naţional este intensitatea energetică, respectiv consumul de energie pentru a 

produce o unitate de produs intern brut. În tabelul nr. 2.8 se prezintă evoluţia 

intensităţii energiei primare pentru România în preţuri constante, la cursul de 

schimb şi la paritatea puterii de cumpărare. 

În ultimii ani ca urmare a modificărilor structurale ale economiei şi 

apariţiei unor noi unităţi economice eficiente din punct de vedere energetic, 

intensitatea energiei primare a înregistrat scăderi importante. 

Din compararea cu datele pe plan european se remarcă faptul că 

intensitatea energiei primare în România este mai mare cu 25% faţă de 

intensitatea medie a UE-27, cu toate că are loc o scădere în timp (tabelul nr. 2.9). 

2.4. Consideraţii privind evoluţia sectorului energiei primare 

în România 

Având în vedere cele prezentate mai sus, declinul constatat al producţiei 

unora dintre resursele primare ca şi rata de înlocuire a rezervelor exploatate, se 

poate aprecia că pe termen mediu şi lung se vor întâlni următoarele tendinţe (a se 

vedea şi lucrarea [1]): 

- cel mai probabil, producţia de lignit se va menţine la un nivel economic 

de circa 30 mil. tone fizice (5,3 mil. tep) pentru următoarele 2-3 decade; 

- în privinţa producţiei de huilă, aceasta se va reduce din motive 

economice cu circa 50% până în anul 2020, rămânând în funcţiune numai 

exploatările rentabile, care nu necesită subvenţii. UE permite continuarea 

subvenţiei pentru exploatarea huilei până în 2018, dar condiţionează acest fapt de 

aplicarea strictă a unui program de închidere a minelor care generează pierderi; 

27


Tabelul nr. 2.7. Consumul final de energie 

(mii tep) 

Anul 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 

Consumul final de energie, 


Industria prelucrătoare 1* 

(exclusiv prelucrări 

combustibil, inclusiv captare, 

tratare, distribuţie apă) 

Industria prelucrătoare2** 

(exclusiv captare, tratare, 

distribuţie apă) 

22165 22451 23390 25175 25715 25206 25312 24659 25002 22387 22739 

8551 8900 10086 10418 10908 10019 9311 

9034 

8474 6158 6563 

8437 8803 9942 10334 10823 9869 9203 8945 8400 6098 6488 

Construcţii 339 328 399 377 297 413 619 554 572 410 407 

Transporturi 3508 3975 4305 4319 4353 4379 4407 4729 5399 5377 5107 

Casnic 8433 7197 7284 7879 7908 8055 7889 7559 8090 8037 8124 

Agricultură şi silvicultură 395 299 298 259 233 237 262 260 293 385 391 

Servicii 812 1629 887 1826 1936 2030 2757 2481 2106 1976 2097 

Notă: *Industrie prelucrătoare 1 = Industrie – extracţia min feroase – alte activităţi extractive – construcţii. 

**Industrie prelucrătoare 2 = Industrie prelucrătoare 1 – captare, tratare şi distribuţie apă. 


28


Tabelul nr. 2.8. Evoluţia intensităţii energiei primare în România 

Denumire indicator U.M. 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 

Intensitatea energiei tep/1.000EURO 0,602 0,595 0,544 0,553 0,509 0,475 0,460 0,428 0,405 0,377 0,380 

primare folosind PIB 2005 

în preţuri constante tep/1.000EURO 0,283 0,279 0,255 0,259 0,239 0,223 0,216 0,201 0,190 0,177 0,178 

2005 ppc 

Sursa: Institutul Naţional de Statistică, Anuarul Statistic al României, Balanţa Energetică a României – colecţii, site BNR. 

Tabelul nr. 2.9. Evoluţia intensităţii energiei primare – comparaţii internaţionale 

(tep/1.000 EURO 2005 ppc) 

Intensitatea 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 

energiei primare 

UE-27 0,170 0,171 0,168 0,170 0,168 0,165 0,160 0,154 0,152 

UE-25 0,168 0,169 0,166 0,168 0,166 0,163 0,158 0,152 0,150 

UE-15 0,162 0,162 0,160 0,162 0,160 0,157 0,152 0,146 0,145 

Cehia 0,279 0,279 0,277 0,290 0,279 0,254 0,249 0,234 0,222 

Polonia 0,240 0,237 0,230 0,227 0,217 0,212 0,210 0,196 0,188 

Ungaria 0,212 0,208 0,203 0,204 0,192 0,196 0,188 0,181 0,178 

Irlanda 0,139 0,137 0,132 0,124 0,125 0,112 0,110 0,106 0,102 

Grecia 0,150 0,149 0,148 0,142 0,138 0,137 0,132 0,127 0,126 

Spania 0,146 0,144 0,145 0,146 0,147 0,145 0,139 0,137 0,131 

Portugalia 0,139 0,137 0,142 0,140 0,141 0,144 0,133 0,133 0,128 

Bulgaria 0,384 0,383 0,358 0,349 0,318 0,315 0,304 0,281 0,262 

România 0,283 0,279 0,255 0,259 0,239 0,223 0,216 0,201 0,190 

Sursa: Institutul Naţional de Statistică, Anuarul Statistic al României, Balanţa Energetică a României – colecţii, site BNR, site Eurostat. 

29


- în condiţiile actuale şi cu tehnologiile de azi, producţiile de ţiţei şi de 

gaze naturale se vor reduce în mod natural. Producţia de ţiţei va scădea constant 

cu 3-5% pe an, iar gradul de înlocuire a rezervelor exploatate e considerat a fi de 

doar 15-20%. În privinţa producţiei de gaze naturale din rezervele cunoscute şi 

exploatate astăzi, aceasta se reduce cu circa 4-6%, la un grad de înlocuire de circa 

15-30%. Aici însă trebuie subliniată posibilitatea menţinerii la nivelele actuale 

până în anul 2018 şi chiar o creştere notabilă după această dată, datorită noilor 

rezerve descoperite recent în Marea Neagră şi în nord-vestul României, la care se 

pot adăuga gazele de şist; 

- luând drept realizabile cele menţionate în programul de amenajare a 

potenţialului hidroenergetic adoptat de SC Hidroelectrica, amenajarea acestuia va 

atinge 59,37% în anul 2020, respectiv 62,77% în anul 2025; 

- utilizarea surselor regenerative va urmări angajamentele României ca stat 

membru al UE, transpuse prin Programul naţional de amenajare a energiilor 

regenerabile (PNAER); 

- rezervele de uraniu permit funcţionarea celor două unităţi nucleare pe 

toată durata lor de funcţionare. 

Lucrarea [72] consideră că „în scenariul cel mai defavorabil, importurile 

de energie vor atinge, în anul 2020, 43% din consumul intern de energie şi 50% în 

anul 2025. În scenariul cel mai favorabil, cu atingerea ţintei de 20% de reducere a 

consumului de energie primară (puţin probabil) şi cu menţinerea stabilă a 

producţiei de gaze naturale şi apoi creşterea acesteia, importurile de energie 

primară se reduc la 25% la nivelul anilor 2020-2025. Rezultă că o contribuţie 

majoră la efortul de atingere a sustenabilităţii dezvoltării sectorului energetic din 

România o au atingerea ţintelor din pachetul energie-mediu al UE (20/20/20) până 

în 2020 şi intrarea în exploatare a noilor depozite de gaze naturale descoperite în 

Marea Neagră şi în Nord-Vestul ţării”. 

2.5. Sectorul energiei electrice – situaţia investiţiilor în zona 

de producere 

Sectorul electroenergetic are câteva particularităţi distincte față de 

celelalte ramuri ale economiei naționale: 

este caracterizat de o inerţie mare, cu o diferenţă de timp între decizie şi 

realizare practică de ordinul a 4-5 ani; 

alături de sectorul transporturilor, este principalul contributor, în 

proporţie de 80%, la poluarea ambientală şi schimbările climatice; 

necesită investiţii considerabile, de multe ori foarte greu de obţinut; 

30


este absolut necesară existenţa unui cadru instituţional şi legislativ 

adecvat, precum şi a unei strategii energetice pe termen mediu şi lung, însoţite de 

politici energetice naţionale şi instrumente specifice economiei libere [1]. 

Sectorul de producere a energiei electrice a păstrat în foarte mare măsură, 

în evoluţia ulterioară, caracteristicile tehnice avute în anul 1989, când în sistemul 

energetic naţional (SEN) existau exclusiv centrale termoelectrice şi de termoficare 

şi centrale hidroelectrice. Producţia de energie electrică în anul 1989 a fost de 83 

miliarde kWh (putere medie anuală 9.550 MW), pentru ca, datorită recesiunii 

economice severe, să scadă cu 32% în anul 1994, la 56,9 miliarde kWh (putere 

medie anuală 6.500 MW) [2]. 

În anul 1994, capacităţile instalate în SEN au fost de 21.800 MW, din care 

73% în centrale termoelectrice şi de termoficare şi 27% în centrale hidroelectrice. 

Structura după vârstă a puterii grupurilor din centrale termoelectrice era: 26,2% 

sub 15 ani; 47,2% între 15 şi 25 de ani; 17,3% între 26 şi 30 de ani; 9,3% peste 30 

de ani. Tehnologiile instalaţiilor erau ale anilor ' 60- ' 70. Durata normată de viaţă a 

unei instalaţii energetice este, de regulă, de 30 de ani, după care urmează 

reabilitarea sau casarea acesteia, cu costurile aferente, în funcţie de calculele 

tehnico-economice. Reabilitarea poate reprezenta circa 25% din investiţia iniţială 

actualizată. Grupurile din centralele hidroelectrice aveau ca structură de vârstă: 

38,5% sub 25 de ani; 55% între 26 şi 30 de ani; 6,4% peste 30 de ani [2]. 

Trebuie menţionat că toate aceste capacităţi realizate înainte de anul 1989 

au avut bugetul de stat ca sursă principală de finanțare a investiţiilor în proporţie 

de circa 70%, care însă a dispărut ulterior. Rezultatul a fost următorul: pe de o 

parte, SEN a dispus de capacităţi de rezervă (cu o fiabilitate redusă), datorită 

scăderii consumului prin recesiune, iar, pe de altă parte, acela al unui disponibil 

extrem de redus de surse de finanţare obţinute de la Banca Mondială, Banca 

Europeană de Investiţii sau credit furnizor, total insuficiente. 

Datorită lipsei surselor de finanţare a investiţiilor, situaţia „întineririi” 

capacităţilor de producţie ale SEN nu s-a schimbat în mod semnificativ în primele 

două decenii de după 1989, cu excepţia unităţilor 1 (pusă în funcţiune în 1996) şi 

2 (în 2007) de la Centrala nuclearoelectrică de la Cernavodă, care au reprezentat 

împreună ca unităţi noi doar 7,5% din puterea disponibilă. 

Conform datelor INS, producţia de energie electrică a SEN în anul 2010 a 

fost de 60,98 miliarde kWh, structurată astfel: energie hidro 33%, energie termo 

47%, energie nucleară 19%, energie eoliană 1%. Se poate desprinde concluzia că 

pentru România producerea energiei electrice în centrale termoelectrice 

reprezintă, în prezent şi în viitor, un obiectiv strategic naţional major. Acest lucru 

impune, din punct de vedere financiar, alocarea fondurilor – din surse proprii sau 

31


atrase – necesare pentru realizarea investiţiilor de capital de înnoire, retehnologizare 

şi modernizare a capacităţilor şi protecţie a mediului. Necesitatea şi 

oportunitatea demarării unui program de investiţii de capital decurge, în primul 

rând, din faptul că actualele echipamente au, în cea mai mare parte, un grad 

înaintat de uzură fizică şi morală [3]. 

În tabelul nr. 2.10 se prezintă centralele termoelectrice din România şi anul 

de punere în funcţiune. România şi-a asumat angajamente privind limitarea 

emisiilor poluante în aer provenite din instalaţiile mari de ardere (IMA), conform 

Directivei 2001/80/CE, obţinând perioade de tranziţie eşalonate până în anul 

2013, pe categorii de poluanţi emişi în atmosferă (dioxid de sulf, oxizi de azot şi 

pulberi), respectiv 2017 pentru reducerea suplimentară a emisiilor de oxizi de 

azot. Aceste perioade de tranziţie evidenţiază faptul că instalaţiile mari de ardere 

respective au un efect semnificativ asupra calităţii aerului, fiind necesară 

implementarea de măsuri de reducere a emisiilor poluante şi că nivelul 

investiţiilor necesare este foarte mare şi dificil de suportat de beneficiar. 

Tabelul nr. 2.10. Centralele termoelectrice din România 

Nr. Centrala Anul de punere 

Observaţii 

crt. 

în funcţiune 

1. Rovinari 1972 – 1979 Condensaţie 

2. Turceni 1978 – 1987 Condensaţie 

3. Deva 1969 – 1980 Unităţile de condensaţie pură au fost adaptate 

pentru a livra căldură oraşului Deva 

4. Işalniţa 1965 – 1968 Condensaţie 

5. Doiceşti 1979 – 1983 Unităţile de condensaţie pură au fost adaptate 

pentru a livra căldură oraşului Târgovişte 

6. Craiova II 1987 – 1988 Cogenerare 

7. Oradea 1 1966 – 1976 Cogenerare 

8. Paroşeni 1955 – 1964 Unităţile de condensaţie pură au fost adaptate 

pentru a livra căldură în reţeaua de termoficare 

9. Giurgiu 1984 – 1985 Cogenerare 

10. Iaşi II 1986 – 1987 Cogenerare 

11. Govora Cogenerare 

12. Suceava 1987 – 1988 Cogenerare 

13. Braşov 1991 – 1995 Cogenerare 

14. Arad II 1992 Cogenerare 

15. Bacău 1997 Cogenerare 

16. Grozăveşti 1964 – 1966 Cogenerare 

17. Bucureşti Sud 1965 – 1975 Cogenerare 

18. Bucureşti Vest 1975 – 2005 Cogenerare 

19. Bucureşti 

1986 – 1994 Cogenerare 

Progresul 

20. Palas 1970 – 1979 Cogenerare 

21. Drobeta Cogenerare 

32


Nr. Centrala Anul de punere 

Observaţii 

crt. 

în funcţiune 

22. Borzeşti 1960 – 1969 Cogenerare + condensaţie 

23. Brăila 1973 – 1979 Unităţile de condensaţie pură au fost adaptate 

pentru a livra căldură oraşului Brăila 

24. Brazi 1961 – 1986 Cogenerare 

25. Luduş 1963 – 1967 Unităţile de condensaţie pură au fost adaptate 

pentru a livra căldură 

26. Iaşi I 1966 – 1979 Cogenerare 

27. Galaţi 1969 – 1984 Cogenerare 

28. Piteşti Sud 1970 – 1976 Cogenerare 

Realizând o structurare a capacităţilor de producere a energiei instalate în 

România, pe categorii de durate de funcţionare, situaţia se prezintă astfel [3]: 

- 0,6% au o durată de funcţionare sub 10 ani; 

- 17% au o durată de funcţionare cuprinsă între 10 şi 20 ani; 

- 50,4% au o durată de funcţionare cuprinsă între 20 şi 30 ani; 

- 32% au o durată de funcţionare mai mare de 30 ani. 

Referitor la ordinea de merit actuală, este de aşteptat ca primii doi 

producători, Hidroelectrica şi Nuclearelectrica să-şi păstreze poziţia, având în 

vedere faptul că până în prezent au înregistrat cele mai mici preţuri pe piaţă şi nu 

suferă impactul pe care următorii în ierarhie îl vor resimţi datorită costurilor de 

mediu (următorii în ierarhie: Turceni, Rovinari, Craiova, ELCEN – în ordinea 

cantităţilor livrate; Rovinari, Turceni, Craiova – în ordinea preţurilor). 

Mai mult, tandemul Nuclearelectrica – Hidroelectrica ar trebui să capete 

forma concretă a unui paralelism între unităţile 3 şi 4 de la Cernavodă (2 700 MW) 

şi cea de la Tarniţa – Lăpuşteşti (1.000 MW), cu rol în aplatizarea curbei de sarcină. 

Chiar dacă producătorii pe cărbune îşi vor păstra poziţiile, numărul de ore le 

va fi limitat de preluarea prioritară a energiei electrice bazată pe surse regenerabile, 

ceea ce le va crea probleme financiare, având în vedere şi costurile suplimentare de 

mediu. Costurile estimate necesare modernizării centralelor termoelectrice care 

acoperă 50% din producţia României sunt estimate între 7 şi 10 miliarde de euro. 

Un loc în primele şase instalaţii în ierarhia producătorilor de energie este 

de aşteptat să fie ocupat de noua capacitate Petrom (860 MW) de la Brazi, recent 

pusă în funcţiune. 

Trebuie subliniate următoarele aspecte privind sistemul energetic naţional: 

- problemele survin nu de la capacitatea instalată şi nici de la rezerva 

pentru acoperirea vârfurilor de consum, ci de la rezerva necesară compensării 

impredictibilităţii producţiei eoliene; 

33


- sistemul energetic naţional este masiv, dar nu robust. Se deţine o 

capacitate de producere importantă, dar nu există suficientă fiabilitate şi 

flexibilitate. 

De asemenea, trebuie menţionate următoarele elemente (a se vedea și 

lucrările [3] și [4]): 

A. Producţia de energie electrică bazată pe cărbune 

Capacitatea instalată în centralele termoelectrice cu cărbune care va fi 

oprită până în anul 2020 ar putea fi sensibil mai mare decât cea preconizată, având 

în vedere următoarele: 

- Nu se întrevede ca centralele de cogenerare care funcţionează pe 

cărbune să se conformeze cu legislaţia de mediu (îndeosebi cu măsurile de 

reducere a emisiei de oxizi de sulf) până la termenele stabilite. În plus, aceste 

centrale nu mai corespund actualei structuri a cererii de energie termică, având 

randamente de exploatare deosebit de scăzute. Este de aşteptat ca până în anul 

2020 aceste centrale să fie închise (CET Iaşi, CET Suceava, CET Bacău, CET 

Braşov, CET Govora, CET Halânga, CET Arad, CET Giurgiu, CET Oradea etc.). 

Singura excepţie este reprezentată de CET Craiova 2. 

- Cu excepţia a 10 grupuri de 330 MW (4 la CTE Rovinari, 4 la CTE 

Turceni şi 2 la CTE Işalniţa), toate celelalte mari unităţi pe lignit de condensaţie 

pură vor fi închise. În condiţiile introducerii instalaţiilor de reducere a emisiilor de 

sulf şi ţinând seama de vârsta lor, randamentul net al acestor grupuri nu va putea 

depăşi 30-31%. Această valoare va scădea cu încă 2-3% în cazul includerii 

captării şi depozitării carbonului (CCS). 

- Un semn de întrebare există asupra CTE Deva şi CTE Paroşeni, 

singurele centrale care funcţionează pe bază de huilă autohtonă. Din considerente 

de protecţie socială în domeniul mineritului, este posibil ca minimum două 

grupuri să rămână în funcţiune, în condiţiile în care acestea vor respecta legislaţia 

de mediu. 

B. Producţia de energie electrică bazată pe hidrocarburi 

Creşterea preconizată a preţului la gaze naturale va conduce în mod 

nemijlocit la închiderea marilor grupuri de condensaţie care funcţionează pe acest 

tip de combustibil (CTE Borzeşti, CTE Luduş, CTE Brăila). Eficienţa scăzută a 

acestor unități va genera costuri prea mari pentru energia electrică produsă. O 

situaţie similară este de aşteptat şi în cazul grupurilor de cogenerare care 

funcţionează pe hidrocarburi. 

Rezultă o scădere importantă a puterii instalate în centralele 

termoelectrice. În acelaşi timp, nu se constată o dinamică deosebită în ceea ce 

34


priveşte realizarea de noi grupuri pe cărbune sau hidrocarburi. Singurele proiecte 

semnificative sunt: 

- centrala pe cărbune (huilă de import) realizată de ENEL în zona liberă 

Galaţi (randament electric net estimat de cel puţin 42%); 

- ciclul combinat pus în funcţiune de OMV–Petrom la Brazi (randament 

electric net estimat de cel puţin 54%); 

- instalaţiile de motoare și turbine cu gaze cu recuperare de căldură puse 

în funcţiune la CET Braşov şi la CET Brazi, cu rol de a înlocui actualele capacităţi 

de cogenerare; 

- ciclul combinat abur-gaze cu cogenerare instalat la CET Bucureşti Vest. 

În viitorul apropiat (după anul 2012), energia electrică rezultată din 

combustibili fosili va fi scumpă prin includerea în costuri a certificatelor de dioxid 

de carbon (îndeosebi în cazul cărbunelui). Dezvoltarea de noi proiecte este 

favorizată doar în cazul în care preţul energiei electrice pe piaţă va creşte 

substanţial. O excepţie ar putea fi centralele dotate cu instalaţii de turbine cu gaze 

(cu recuperare de căldură sau cu ciclu combinat) de medie putere, care ar putea să 

înlocuiască actualele centrale de cogenerare. 

În concluzie, este foarte posibil ca până în anul 2020 puterea instalată în 

centralele termoelectrice să scadă semnificativ. 

C. Producţia de energie electrică bazată pe surse hidro 

Grupurile hidro se caracterizează printr-o durată de viaţă relativ 

importantă. Nu se preconizează ca până în anul 2020 să fie dezafectate grupuri cu 

puteri semnificative din această categorie. În acelaşi timp, noi proiecte în 

domeniul CHE mari sunt dificil de implementat, datorită investițiilor 

considerabile. În concluzie, dacă se face abstracţie de proiectul centralei cu 

acumulare prin pompare Tarniţa – Lăpuşteşti, noua putere instalată în CHE este 

conformă programului stabilit de Hidroelectrica. Este adevărat că actuala situație 

financiară a companiei pune un semn de întrebare în privința realizării acestui 

program pană în anul 2020. 

D. Producţia de energie electrică bazată pe combustibili nucleari 

În acest domeniu, singurul proiect care ar putea fi luat în considerare este 

reprezentat de grupurile 3 şi 4 de la CNE Cernavodă. Structura parteneriatului, 

precum şi capacitatea părţii române de a-şi acoperi financiar cota de acţiuni 

constituie elemente de incertitudine care plasează momentul punerii în funcțiune 

după anul 2020. 

35


E. Producţia de energie electrică bazată pe energie eoliană 

În afară de sursele primare menţionate mai sus, energia eoliană reprezintă 

singura soluţie de anvergură care poate acoperi cererea de energie electrică. În 

acest sens, energia eoliană dispune de o serie de avantaje: 

- pentru o perioadă de timp suficient de lungă va beneficia de aportul 

certificatelor verzi; 

- un proiect eolian se implementează într-un timp mult mai scurt decât în 

cazul centralelor termoelectrice (CTE), hidroelectrice (CHE) sau nuclearoelectrice 

(CNE). 

Cu toate acestea, energia eoliană, care a căpătat o dezvoltare foarte mare 

(necontrolată, după unii specialiști), creează dificultăți de încadrare în 

funcționarea SEN, la stările de acalmie şi pune probleme greu de rezolvat la 

nivelul Dispecerului Energetic Naţional, datorită lipsei capacităților de rezervă. 

Important este ca alături de CHE să apară şi alte categorii de grupuri care să poată 

asigura o rezervă solidă în SEN. Mai mult decât atât, dezvoltatorii de parcuri 

eoliene ar trebuie să fie interesaţi să investească în propriile unităţi de rezervă. 

Liniile de transport ale SEN au capacitatea de a transporta puteri electrice 

însemnate, mult peste valorile actuale. Singura problemă de anvergură ar putea 

interveni la evacuarea puterii din zona Dobrogea, care ar putea deveni excedentară 

odată cu apariţia şi dezvoltarea parcurilor eoliene şi a noilor grupuri nucleare. 

2.6. Analiza SWOT a sistemului energetic din România 

Având în vedere cele prezentate mai sus, este interesantă o analiză a 

avantajelor, părţilor slabe, ameninţărilor şi oportunităţilor acestui sistem. Această 

analiză permite o evaluare calitativă a meritelor investiţiilor pe care acesta le 

necesită. Conform lucrărilor [1] şi [3], la care se adaugă opiniile autorilor 

prezentului studiu, analiza SWOT (Strengths-Weaknesses-Oportunities-Threats), 

respectiv Puncte tari – Puncte slabe – Oportunităţi – Ameninţări, a situaţiei 

actuale a sectorului energetic din România pune în evidenţă următoarele: 

Puncte tari (avantaje competitive) 

• Tradiţie îndelungată în industria energetică, beneficiind de experienţă 

atât în industria de petrol şi gaze naturale, cât şi în cea de producere a energiei 

electrice şi termice; 

• Resurse energetice naţionale, îndeosebi cărbune, dar şi rezerve încă 

semnificative de petrol şi gaze naturale; 

36


• Infrastructură complexă şi diversificată: reţele naţionale de transport al 

energiei electrice, gazelor naturale, ţiţeiului, produselor petroliere, capacităţi de 

rafinare, de transport maritim şi capacităţi portuare importante la Marea Neagră; 

• Mixtul de „combustibil” diversificat; 

• Structură diversificată şi echilibrată a producţiei de energie electrică; 

• Program de energetică nucleară în derulare, perceput pozitiv de opinia 

publică, bazat pe o tehnologie sigură, recunoscută pe plan mondial; 

• Expertiză tehnică şi resurse umane calificate pentru activităţile din 

sectorul energetic; 

• Cadru instituţional şi legislativ adaptat la principiile pieţei interne a 

energiei din Uniunea Europeană; 

• Potenţial moderat de resurse regenerabile exploatabile, susţinut de o 

piaţă funcţională de Certificate Verzi; 

• Respectarea angajamentelor asumate prin Protocolul de la Kyoto; 

• Capacitate relativ ridicată de interconectare a sistemelor de transport al 

energiei electrice şi al gazelor naturale cu sistemele similare ale ţărilor vecine; 

• Potenţial de resurse de lignit cu un grad ridicat de cunoaştere, 

concentrat pe o suprafaţă relativ redusă de circa 250 km 2 , în care operează 19 

cariere de mare capacitate; 

• Calitate bună a infrastructurii de transport, cu dispecerizare naţională şi 

locală a energiei electrice; 

• Existența unui Operator de Transport şi Sistem cu mare experiență 

operațională; 

• Existenţa unui operator al pieţei angro de energie electrică cu 

experienţă, capabil să devină operator al pieţei regionale; 

• Liberalizarea totală a pieţelor de energie electrică şi gaze naturale. 

• Personal calificat în întreg sectorul. 

Puncte slabe (deficienţe) 

• O parte importantă din instalaţiile de producere, transport şi distribuţie a 

energiei sunt învechite şi depăşite tehnologic, cu consumuri şi costuri de 

exploatare mari; 

• Multe instalaţii şi echipamente utilizate pentru exploatarea lignitului 

sunt uzate moral şi fizic, au costuri mari de exploatare şi performanţe scăzute; 

• Lipsa echipamentelor pentru implementarea tehnologiilor performante 

în sectorul de extracţie a huilei; 

• O dependenţă crescândă de importul gazelor naturale, existând pentru 

moment o singură sursă (Gazprom, Federaţia Rusă); 

37


• Durată normată de funcţionare depăşită pentru 70% din conductele de 

transport al gazelor naturale şi pentru aproximativ 27% din staţiile de reglare şi 

măsurare; 

• Nivelul scăzut al surselor de finanţare comparativ cu necesităţile de 

investiţii în infrastructura Sistemului Naţional de Transport (SNT) al gazelor 

naturale; 

• Structură neomogenă a SNT din punctul de vedere al presiunii şi 

diametrelor, fapt care conduce la probleme mari privind asigurarea presiunilor la 

extremităţile sistemului; 

• Eficienţă energetică redusă, respectiv pierderi energetice mari pe 

întregul lanţ producere-transport-distribuţie-consum final de energie; 

• Lipsa unor măsuri financiare de susţinere a proiectelor şi programelor 

de creştere a eficienţei energetice şi de utilizare a surselor regenerabile de energie; 

• Piaţa energiei electrice şi competiţia au înregistrat o serie de distorsiuni, 

între care trebuie menţionată, în mod special, ingerinţa anumitor grupuri de 

interese în favoarea unor furnizori privaţi; 

• Absenţa unui organism de supraveghere reală a pieţei de energie care să 

asigure un control riguros al tranzacţiilor din piaţă, separat de autoritatea de 

reglementare; 

• Organizarea prezentă a sectorului de producere a energiei electrice pe 

filiere tehnologice mono-combustibil (termo, hido, nuclear), care afectează 

considerabil concurenţa între producători din cauza preţurilor foarte diferite ale 

energiei; 

• Abateri frecvente şi tolerate de la respectarea prevederilor legislaţiei în 

domeniul energiei; 

• Lipsa unei finanţări adecvate pentru asigurarea unui ritm susţinut pentru 

reabilitarea termică a clădirilor rezidenţiale, administrative şi pentru utilităţi 

publice (şcoli, spitale etc.); 

• Performanţe sub potenţial sau chiar negative ale unor companii miniere 

şi energetice cu capital de stat; 

• Existenţa unor distorsionări ale preţurilor la consumatorii finali; 

• Capacitate redusă de cercetare-dezvoltare-inovare-diseminare în sectorul 

energetic, inclusiv în sectorul minier; 

• Lipsa unei politici naţionale şi, ca urmare, a unor măsuri clare privind 

modernizarea sistemelor de alimentare centralizată cu energie termică, în 

condiţiile opţiunilor crescânde ale populaţiei pentru încălzirea individuală a 

locuinţelor în mediul urban şi al concurenţei furnizorilor de gaze naturale; 

38


• Cea mai mare parte din unităţile de producere a energiei electrice nu 

respectă normele de emisii ale Uniunii Europene pentru anumiţi poluanţi în aer. 

Alinierea la aceste cerinţe necesită fonduri importante şi urmează a se realiza 

treptat, potrivit calendarului de conformare negociat de România cu UE; 

• Efort financiar major pentru conformarea cu reglementările de mediu şi 

pentru dezafectarea unităţilor termoenergetice şi, în perspectivă, nucleare, 

ecologizarea terenurilor eliberate de instalaţii şi clădiri, precum şi pentru 

depozitarea definitivă a combustibilului nuclear uzat şi a deşeurilor radioactive; 

• Lipsa unei politici coerente şi unitare la nivel naţional privind 

coordonarea eforturilor de reducere a emisiilor de gaze cu efect de seră pentru 

perioada 2013-2020 pentru sectoarele UE-ETS (energie, rafinării, metalurgie 

feroasă şi neferoasă, industria mineralelor, a celulozei şi hârtiei, chimică, instalaţii 

de captare şi depozitare a dioxidului de carbon, aviaţie) şi pentru sectoarele non- 

ETS (transporturi, agricultură, locuinţe/clădiri, depozite de deşeuri şi altele); 

• Politici necoerente de punere în valoare a noi perimetre pentru 

exploatarea lignitului; 

• Neangajarea desfacerii producţiei de cărbune pe termen mediu şi lung 

pe baza unor contracte care să garanteze cantităţile şi preţurile; 

• Timpul relativ mare pentru dezvoltarea de noi capacităţi de producţie a 

cărbunelui şi uraniului. 

Oportunităţi 

• Poziţie geografică favorabilă a României pentru a participa activ la 

dezvoltarea proiectelor de magistrale paneuropene de petrol şi gaze naturale; 

• Semnarea de România în iulie 2009, la nivel guvernamental, a 

acordului privind realizarea gazoductului Nabucco pentru tranzitul gazelor 

naturale din Iran şi zona Mării Caspice reduce dependenţa faţă de importul din 

Federaţia Rusă (cu condiţia realizării acestui proiect); 

• Existenţa pieţelor fizice de energie, precum şi accesul la pieţele 

regionale de energie electrică şi gaze naturale cu oportunităţi de realizare a 

serviciilor de sistem la nivel regional; 

• Capacitate disponibilă a sistemului naţional de transport al gazelor 

naturale ce poate asigura preluarea solicitărilor utilizatorilor; 

• Climat investiţional (perfectibil) atât pentru investitorii străini, cât şi 

autohtoni, inclusiv în procesul de privatizare a diferitelor companii aflate în 

prezent în proprietatea statului; 

39


• Creşterea încrederii în funcţionarea pieţei de capital din România, ceea 

ce permite listarea cu succes la bursă a companiilor energetice; 

• Oportunităţi mari de investiţii în domeniul eficienţei energetice şi al 

resurselor energetice regenerabile neutilizate; 

• Accesarea Fondurilor Structurale ale Uniunii Europene pentru proiecte 

în domeniul energiei; 

• Existenţa unui important sector hidroenergetic capabil să furnizeze 

volumul necesar de servicii tehnologice de sistem; 

• Existenţa experienţei îndelungate în minerit şi a unei infrastructuri 

importante pentru exploatarea resurselor energetice primare interne de cărbune şi 

uraniu; 

• Existenţa unor noi perimetre cu rezerve importante de lignit; 

• Prospecţiuni pentru identificarea şi valorificarea unor posibile rezerve 

de hidrocarburi off-shore şi de mare adâncime, la care se pot adăuga gazele din 

surse neconvenționale. 

Ameninţări (riscuri şi vulnerabilităţi) 

• După 1990 sectorul energetic nu a fost tratat în mod corespunzător ca 

infrastructură strategică, fapt care a dus la deteriorarea continuă a multor 

componente vitale ale sale precum producerea energiei, cogenerarea şi încălzirea 

centralizată, eficienţa energetică, energetica rurală. Continuarea acestei politici 

poate avea efecte economice grave, greu de recuperat pe termen mediu şi lung; 

• Una din cele mai mari ameninţări este reprezentată de incapacitatea 

instituţiilor responsabile de a mobiliza investiţiile necesare dezvoltării sectorului 

energetic în vederea adaptării acestuia din punct de vedere tehnic, economic şi al 

impactului de mediu la condiţiile anului 2020; 

• Rezerve economic exploatabile limitate, ca perioadă de asigurare la 

consumul prezent, pentru ţiţei şi gaze naturale (14-15 ani), huilă (32 de ani), lignit 

(14 la 33 ani), uraniu (pentru două unităţi nucleare CANDU 600), în condiţiile în 

care nu vor fi descoperite noi zăcăminte importante; 

• Volatilitatea preţurilor surselor primare, în mod special, a hidrocarburilor 

pe pieţele internaţionale; 

• Internalizarea costurilor de mediu (pentru emisiile de dioxid de carbon) 

după anul 2013 poate conduce la o majorare a preţurilor energiei produse cu 

50-70%, în special la centralele termoelectrice cu cărbune drept combustibil; 

• Numeroase atenţionări ale Guvernului României de către Comisa 

Europeană pentru neîndeplinirea obligaţiilor asumate în cadrul sectoarelor energie 

şi mediu; 

40


• Tendinţa de schimbare a caracteristicilor climatice şi instabilitatea 

regimului hidrologic; 

• Posibilitatea apariţiei unor efecte negative asupra concurenţei în 

sectorul energetic la nivel european, din cauza tendinţelor de concentrare din 

industria energetică; 

• Un ritm ridicat de creştere a cererii de energie în contextul relansării 

economice, în special, după depăşirea crizei economice datorită unei posibile crize 

de capacităţi de producere; 

• Existenţa unor arierate la nivelul unor companii din sector, mai ales, în 

cazul centralelor termoelectrice şi de cogenerare şi al sectorului minier; 

• Ponderea semnificativă a populaţiei cu venituri reduse care prezintă un 

grad de vulnerabilitate ridicat, în condiţiile practicării unor preţuri la energie 

apropiate de nivelul mediu european; 

• Marea majoritate a sistemelor de alimentare centralizată cu energie 

termică pot intra în colaps, cu efecte sociale grave, datorită dificultăţilor financiare 

acumulate în timp şi absenţei unei strategii naţionale coordonată cu strategiile 

energetice locale; 

• Lipsa unor instrumente fiscale eficiente pentru susţinerea programelor 

de investiţii în eficienţa energetică, dezvoltarea cogenerării de înaltă eficienţă pe 

baza cererii de căldură utilă, utilizarea surselor regenerabile pentru producerea 

energiei termice şi dezvoltarea serviciilor energetice; 

• Posibila blocare a activităţii de exploatare a huilei, ca urmare a 

acumulării de datorii istorice şi în condițiile eliminării subvențiilor după 2018; 

• Posibila blocare a activităţii de exploatare a lignitului ca urmare a lipsei 

unei reglementări specifice care să asigure valorificarea în interes de utilitate 

publică a rezervelor de lignit cu o dreaptă şi justă despăgubire a deţinătorilor de 

terenuri, necesare desfăşurării activităţii; 

• Selecţia, reţinerea şi motivarea în condiţii de piaţă liberă a capitalului 

uman necesar implementării strategiei şi operării în siguranţă a sistemului 

energetic naţional; se observă o creştere a numărului de persoane numite pe linie 

politică, dar de competenţă profesională redusă, în conducerea unor organisme de 

reglementare şi control sau în funcţii executive ale unor societăţi comerciale aflate 

în proprietatea statului; politizarea excesivă a acestor funcţii poate conduce la 

incompetenţă în decizii şi corupţie; 

• Modificările semnificative ale nivelului apei în Dunăre ca urmare a 

schimbărilor climatice pot conduce la neasigurarea apei de răcire la 

amplasamentul Cernavodă pentru funcţionarea în siguranţă a două şi ulterior a 

patru unităţi nuclearoelectrice; 

41


• Costuri mari de exploatare a minereurilor de uraniu datorită variaţiei 

parametrilor mineralizaţiei şi a discontinuităţii acesteia; 

• Opoziţia autorităţilor publice locale şi a autorităţilor teritoriale cu 

privire la acceptarea deschiderii de noi capacităţi de producţie în domeniul 

exploatării minereurilor de uraniu; 

• Posibila creştere accentuată a preţului mondial la uraniu; 

• Posibila schimbare a atitudinii publicului faţă de construcţia de noi 

centrale nucleare şi de depozite de deşeuri radioactive; 

• Dificultăţi în asigurarea serviciilor tehnologice de sistem în perioadele 

secetoase; 

• Costuri suplimentare generate de aplicarea prevederilor Directivei 

2003/87/CE privind stabilirea unei scheme de comercializare a emisiilor de gaze 

cu efect de seră; 

• Capacitate redusă de a face faţă unor acţiuni teroriste îndreptate asupra 

unităţilor producătoare de energie şi a sistemelor de transport (conducte de ţiţei, 

conducte pentru gaze naturale, reţele electrice). 

42


3. O NOUĂ VIZIUNE EUROPEANĂ PRIVIND ENERGIA 

ŞI MEDIUL. CONTEXTUL GLOBAL 

3.1. Actualele provocări ale sectorului energiei şi necesitatea unei 

noi politici energetice a Uniunii Europene 

Este evident ca prin complexele legături pe care le are sectorul energetic şi 

prin faptul că orice activitate omenească necesită energie, abordarea politicilor 

energetice restrânse la acest domeniu singular nu mai poate fi acceptată. Trebuie 

să ne fie clar că viitorul energiei este marcat de o serie de probleme ale căror 

soluţii nu se găsesc doar la nivelul sectorului energiei în sine. Criza economică a 

complicat problemele pentru că, deşi a încetinit pentru un scurt timp creşterea 

consumului energetic pentru majoritatea ţărilor, n-a putut împiedica acest lucru 

pentru ţări precum China, India sau Brazilia, a redus sursele investiţionale în 

sector cu consecinţe apreciabile, mai ales într-un domeniu în care realizarea unui 

obiectiv necesită timp îndelungat. Tendinţa de redresare se simte deja la economii 

puternice europene şi din America de Nord şi va avea probabil un efect vizibil şi 

în consumul energetic, accelerat abia odată cu ieşirea din recesiune. Chiar dacă – 

în multe cazuri – s-a reuşit decuplarea creşterii economice de consumul de 

energie, tendinţa încă mai persistă. Rezultă o dependenţă tot mai accentuată a 

societăţii omenești de formele tradiționale de energie, încă disponibile comercial. 

Acest lucru, coroborat cu epuizarea în timp a surselor de energie fosilă, poate 

genera premisele destabilizării pieţelor mondiale de energie cu consecinţe 

deosebit de grave. 

Impactul sectorului energiei asupra mediului este un alt factor de 

îngrijorare, mai ales prin contribuţia substanţială la schimbările climatice. 

Limitările impuse emisiilor de gaze cu efect de seră au efecte importante în plan 

tehnologic, economic şi social, întrucât afectează direct competitivitatea actorilor 

din acest sector impunând o reaşezare a acestora în piaţă, obligând pe unii la 

faliment şi sprijinind pe alţii. Aceste provocări pot avea efecte benefice în privinţa 

sustenabilităţii sectorului pe termen lung, dar pe termen scurt pot introduce unele 

distorsiuni. În România – de exemplu – o serie de mari instalaţii de ardere din 

centralele electrice folosind combustibili cu emisii mari de gaze cu efect de seră 

vor trebui închise în cazul în care nu li se aduc rapid îmbunătăţiri tehnologice şi 

de reducere a impactului asupra mediului. Aceste îmbunătăţiri vor solicita 

importante investiţii şi vor introduce costuri suplimentare de exploatare cu 

reverberaţii asupra poziţiei acestor centrale în piaţa de energie. 

43


În sfârşit, toate acestea se vor reflecta şi în siguranţa în alimentare cu 

energie a oricărei ţări, impunând o reaşezare a mixtului de combustibil şi 

diversificarea surselor de alimentare. Exemplul Chinei care cumpără participări în 

companii energetice importante din alte ţări, unele foarte îndepărtate, precum 

Brazilia, arată îngrijorarea pentru viitor şi dorinţa de diversificare pe termen lung. 

În acest context, Uniunea Europeană importă încă la nivelul anului 2007, 

82% din ţiţeiul şi produsele petroliere necesare şi 57% din gazele naturale 

consumate, transformându-se în cel mai mare importator de astfel de surse de 

energie pe plan mondial. În plus, numai 3% din uraniul folosit în reactoarele 

nucleare ale statelor membre provenea din minele de pe continentul european. 

De aceea, la începutul anului 2006, Comisia Europeană a lansat o 

dezbatere publică privind viitorul energetic al Uniunii. Înșişi cei trei piloni ai 

politicii energetice comunitare: siguranţa în alimentare, impact minim al 

sectorului asupra mediului şi creşterea competitivităţii demonstrează direcţiile 

politicii propuse statelor membre, inclusiv României. 

Pentru abordarea cu succes a tuturor acestor provocări, Uniunea Europeană 

a realizat că trebuie făcut un front comun şi şi-a propus stabilirea şi implementarea 

unei politici comune în domeniul energiei. Concentrarea şi armonizarea politicilor 

care până acum erau la latitudinea statelor membre pot fi părţi ale soluţiei unitare 

a problemelor enunţate mai sus, dar statele membre ale UE rămân suverane în 

stabilirea formelor de energie pe care doresc să le folosească [5]. 

Noua politică energetică comunitară şi-a propus stabilirea unui obiectiv 

strategic care să constituie baza pentru toate deciziile de politică energetică 

ulterioare. Acest obiectiv strategic îl constituie reducerea emisiilor de gaze cu 

efect de seră din toate sursele primare de energie în medie cu 20% la nivelul 

anului 2020 completată cu presiunea pentru realizarea unui acord internaţional 

care să succeadă Protocolului de la Kyoto şi care să propună reducerea cu 30% 

pentru marii producători de emisii. Prima parte a acestui obiectiv se speră a fi 

realizată în contextul elaborării pachetului legislativ energie-schimbări climatice, 

în timp ce acordul de reducere cu 30% a emisiilor nu s-a putut realiza în cadrul 

Adunării la vârf din decembrie 2009 de la Copenhaga. 

Celelalte măsuri considerate în cadrul politicii energetice europene 

cuprind: 

întărirea pieţelor interne (electricitate şi gaze naturale) şi creşterea 

concurenţei sprijinite prin cel de-al treilea pachet legislativ; 

reducere de până la 50% în emisiile de gaze cu efect de seră din surse 

primare până în 2050 comparativ cu 1990; 

ţintă minimă de 10% în folosirea biocombustibililor până în 2020; 

44


politică mai coerentă cu principalii furnizori de surse de energie şi – în 

mod special – îmbunătăţirea relaţiilor cu zonele vecine ale Uniunii, inclusiv cu 

Rusia; 

dezvoltarea unui Plan European Strategic privind Tehnologia 

Energetică (aşa-numitul SET Plan) în scopul dezvoltării tehnologiilor în zone 

incluzând energia regenerabilă, conservarea energiei, clădirile cu consum mic de 

energie, a patra generaţie a tehnologiei nucleare, cărbunele „curat”, precum şi 

capturarea şi stocarea carbonului. 

dezvoltarea unui parteneriat energetic Europa – Africa pentru a ajuta 

Africa să realizeze un salt tehnologic către tehnologii cu cărbune scăzut şi – 

evident – de a dezvolta continentul negru ca un furnizor sustenabil de energie. 

Integrat acestui deziderat, este gândită o nouă strategie de colaborare în zona 

mediteraneeană. Parteneriatul UE–Africa are şi ambiţia de a ajuta ţările africane 

cu privire la accesul la energie şi securitate energetică. 

În legătură cu acest aspect final, fostul comisar pentru energie Andres 

Piebalgs [6] specifica: „nu este acceptabil ca în Africa să existe încă 1,5-2 

miliarde de oameni care să nu aibă acces la serviciile energetice”. Un alt aspect 

interesant este faptul că parteneriatul va permite evaluarea valorii investiţiilor în 

infrastructura energetică – estimate la 8,3 miliarde euro pentru extinderea 

electricităţii către toţi cetăţenii din Africa Subsahariană până în 2030, 

îmbunătăţind şi managementul resurselor energetice, în mod special, utilizarea 

orientată spre dezvoltare a veniturilor provenite din petrol şi gaze. 

3.2. Foaia de parcurs privind energia pentru 2050 

Pe 15 decembrie 2011, Comisia Europeană a adoptat Comunicarea 

cunoscută drept „Foaia de parcurs privind energia pentru 2050”. În cadrul ei, 

Comisia explorează provocările pe care le ridică obiectivul de decarbonare al UE, 

asigurând – în acelaşi timp – securitatea în alimentarea cu energie şi competitivitatea. 

Uniunea este determinată să reducă emisiile de gaze cu efect de seră cu 

80-95% faţă de nivelul anului 1990. În acest fel, „Foaia de parcurs 2050” devine 

baza pentru dezvoltarea unui cadru energetic european pe termen lung. 

Comunicarea porneşte de la constatarea ca „bunăstarea cetăţenilor, 

competitivitatea industrială şi funcţionarea de ansamblu a societăţii depind de 

energia sigură, garantată, durabilă şi necostisitoare. Infrastructura energetică care 

va furniza energie electrică către locuinţele cetăţenilor, industrie şi servicii în 

2050, precum şi clădirile care vor fi utilizate în viitor se proiectează şi se 

construiesc acum. Modelul de producere şi de utilizare a energiei în 2050 se 

stabileşte deja în prezent”. [5] 

45


46 

3.3. De unde s-a pornit – Cartea Verde şi documentele strategice 

privind corelarea energie-mediu în Uniunea Europeană 

Comisia Europeană a publicat în anul 2000 „Cartea Verde–Către o 

strategie europeană a securităţii alimentării cu energie”, în care s-a analizat 

situaţia energetică a UE [6]. Dintre concluziile importante se menţionează: 

dependenţa energetică a UE de sursele externe a fost apreciată la 50%; 

îngrijorarea că, dacă UE nu va reuşi să îşi eficientizeze sectorul de energie, în 

următorii 20-30 de ani, aproximativ 70% din cererea de energie a UE va fi 

acoperită din importuri, din care unele vor proveni din regiuni ameninţate de 

insecuritate, situaţie care a fost considerată total inacceptabilă; din punctul de 

vedere al impactului cu mediul, 94% din emisiile de CO 2 proveneau din 

activităţile din energie şi transporturi, conturându-se perspectiva ca UE să nu îşi 

îndeplinească angajamentul asumat prin Protocolul de la Kyoto de a reduce cu 8% 

emisiile de gaze cu efect de seră (GES) între 1990 şi 2010; nevoia urgentă de 

investiţii, apreciată pentru Europa, pentru a răspunde cererii previzionate de 

energie şi de a înlocui infrastructura învechită, în următorii 20 de ani, la 

aproximativ 1.000 de miliarde euro; problemele cu care se confruntă astăzi 

societatea contemporană şi cu care se va confrunta în anii care vin sunt: nevoia de 

petrol şi gaze naturale a marilor puteri care se luptă pentru supremaţie, necesitatea 

unei informări corecte, ameninţarea armelor de distrugere în masă, cutezanţa 

grupurilor teroriste, probabilitatea ca guvernele să nu fie oneste cu popoarele pe 

care le conduc, responsabilitatea şi loialitatea celor din guvern. 

Documentul [5] lansat în anul 2000, completat cu dezbaterile ulterioare, au 

determinat Comisia Europeană să publice un nou document în martie 2006, 

intitulat „Cartea Verde – O strategie europeană pentru energie durabilă, 

competitivă şi sigură” [6]. Însuşi titlul reflectă obiectivele principale, pe care 

Uniunea Europeană şi le-a stabilit pentru politica sa energetică: 

- Dezvoltare durabilă (sustenabilitate): promovarea surselor de energie 

regenerabile competitive şi a altor surse şi purtători de energie cu emisii reduse de 

carbon, mai ales combustibilii alternativi pentru transport; reducerea cererii de 

energie în Europa; canalizarea eforturilor mondiale pentru combaterea 

schimbărilor climatice şi îmbunătăţirea calităţii aerului la nivel local. 

- Competitivitate: asigurarea faptului că deschiderea pieţei energiei aduce 

avantaje consumatorilor şi economiei în ansamblu, cu stimularea, în acelaşi timp, 

a investiţiilor pentru producţia de energie curată şi pentru eficienţă energetică; 

atenuarea impactului creşterii preţurilor internaţionale ale energiei asupra 

economiei şi cetăţenilor UE; menţinerea Europei în poziţia de lider în ceea ce 

priveşte tehnologiile energetice.


- Securitatea alimentării. A face faţă dependenţei crescânde a UE faţă de 

importuri prin: abordarea integrată, constând în reducerea cererii, diversificarea 

mixtului de energie cu o utilizare mai mare a energiei autohtone şi regenerabile 

competitive şi diversificarea surselor şi rutelor de alimentare cu energie importată; 

crearea cadrului stimulativ pentru investiţii adecvate care să răspundă cererii 

crescânde de energie; întărirea mijloacelor de care dispune UE pentru a face faţă 

situaţiilor de urgenţă; îmbunătăţirea condiţiilor pentru întreprinderile europene 

care doresc acces la resursele globale; garantarea accesului tuturor cetăţenilor şi 

întreprinderilor la energie. 

Pentru realizarea obiectivelor de mai sus au fost identificate şase domenii 

prioritare: 1) energie pentru creştere şi locuri de muncă în Europa: realizarea 

pieţelor interne europene de electricitate şi gaze naturale; 2) securitatea şi 

competitivitatea alimentării cu energie, către un mixt de energie durabil, mai 

eficient şi mai divers; 3) o piaţă de energie internă care garantează securitatea 

alimentării: solidaritate între statele membre; 4) o abordare integrată în combaterea 

schimbărilor climatice; 5) încurajarea inovării: un plan european strategic 

pentru tehnologii energetice; 6) către o politică energetică externă coerentă. 

1) O politică energetică pentru Europa. În ianuarie 2007, Comisia 

Europeană a prezentat propunerea pentru o nouă politică în domeniul energiei. 

Aceasta este prezentată într-un raport numit „Politica în domeniul energiei pentru 

Europa” [3]. Documentul abordează trei aspecte: în primul rând, arată modul în 

care UE a eşuat, în cadrul politicilor propuse până în prezent, în rezolvarea 

provocărilor existente în domeniul energiei; în al doilea rând, propune un obiectiv 

strategic sau o ţintă, care să reprezinte un ghid pentru toate deciziile viitoare 

legate de politicile în domeniul energiei; în al treilea rând, stabileşte un plan de 

acţiuni pe o arie largă, în care se arată ce trebuie făcut pentru a atinge acest nou 

obiectiv. 

Consiliul European şi Parlamentul European au aprobat acest document în 

martie 2007, care a devenit astfel pentru Europa o strategie integrată pentru 

energie şi schimbări climatice. Principalul element al acestei noi politici se referă 

la obiectivul strategic al politicii energetice europene: reducerea emisiilor de GES 

cu 20% până în anul 2020 faţă de anul 2005. Atingerea acestei ţinte va putea 

limita efectul de încălzire globală la doar 2°C în plus faţă de temperaturile din era 

pre-industrială. Accentul pus pe emisiile de GES este premeditat: CO 2 , datorat 

sectorului energie, reprezintă 3/4 din totalul emisiilor de GES din UE; sectorul 

energetic contribuie astfel în proporţie de 80% la emisiile totale de GES. 

Obiectivul general este însoţit de trei obiective conexe, pentru fiecare 

Comisia Europeană propunând o ţintă: 

47


- creşterea ponderii resurselor regenerabile în totalul mixtului energetic la 

20% până în anul 2020; 

- reducerea consumului de energie primara prin creşterea eficienţei 

energetice cu 20% până în anul 2020; 

- creşterea ponderii biocarburanţilor în transporturi la 10% până în 2020. 

2) Pachetul legislativ energie-schimbări climatice. La 6 aprilie 2009 

Comisia a prezentat Consiliului „Cartea Albă – Adaptarea la schimbările 

climatice: către un cadru de acţiune la nivel european”. Aceasta prezintă un cadru 

de acţiune pentru reducerea vulnerabilităţii UE faţă de impactul schimbărilor 

climatice şi care cuprinde următoarele acţiuni necesare: necesitatea ca toate ţările, 

în special cele mai vulnerabile, şi sectoarele să se adapteze la schimbările 

climatice inevitabile; necesitatea iniţierii unei faze pregătitoare până în 2012 

pentru a pune bazele unei strategii UE de adaptare cuprinzătoare, care să fie 

implementată începând cu anul 2013; în decursul fazei pregătitoare, ar trebui 

elaborat un cadru al UE pentru adaptare, axat pe îmbunătăţirea gestionării 

cunoştinţelor, a partajării datelor (prin intermediul unui mecanism de schimb de 

informaţii) şi a integrării; în vederea avansării cadrului UE pentru adaptare şi a 

consolidării cooperării, ar trebui utilizată o combinaţie de instrumente de politică. 

În acest context, Comisia a propus constituirea unui grup director privind impactul 

şi adaptarea; intensificarea cooperării internaţionale în ceea ce priveşte adaptarea. 

Parlamentul European şi Consiliul European au adoptat următoarele 

directive: 

a) Directiva 2009/28/CE a Parlamentului European şi a Consiliului din 

23 aprilie 2009 privind promovarea utilizării energiei din surse regenerabile 

(SRE) [8]. Directiva stabileşte ţinte obligatorii juridic pentru fiecare stat membru, 

în vederea atingerii ţintei UE de 20% cotă de energie din SRE în 2020. Ea înlătură 

barierele administrative şi alte dificultăţi, confirmă ţinta de 10% pentru SRE în 

transport şi, pentru prima oară în lume, stabileşte criterii de durabilitate privind 

biocombustibilii, pentru a da asigurări că sunt susţinuţi doar biocombustibilii care 

nu au impact negativ asupra mediului. 

b) Directiva 2009/29/CE a Parlamentului European şi a Consiliului din 

23 aprilie 2009 în vederea îmbunătăţirii şi extinderii schemei Comunităţii de 

tranzacţionare a certificatelor de emisii a gazelor cu efect de seră (GES) [9]. 

Această directivă creează cadrul schemei europene de comercializare 

(tranzacționare) şi monitorizare a emisiilor de (GES) în cadrul Comunității 

Europene. EU ETS (Emissions Trading Scheme) reprezintă principalul instrument 

al Uniunii Europene, utilizat în scopul îndeplinirii angajamentului asumat prin 

Protocolul de la Kyoto. Schema se desfăşoară pe parcursul a trei perioade de 

48


implementare: prima perioadă (Phase I) 1 ianuarie 2005-31 decembrie 2007; cea 

de-a doua perioadă (Phase II) a schemei 2008-2012, în cadrul căreia UE trebuie să 

reducă emisiile de GES cu 8% faţă de nivelul anului 1990; din 2007, există 

angajamentul de reducere cu cel puţin 20% a emisiilor de GES până în anul 2020; 

a treia perioadă (Phase III) este aferentă intervalului 2013-2020. 

c) Directiva 2009/31/CE a Parlamentului European şi a Consiliului din 

23 aprilie 2009 privind stocarea geologică a dioxidului de carbon [6]. 

Directiva instituie un cadru juridic pentru stocarea geologică sigură din punctul de 

vedere al mediului a dioxidului de carbon (CO 2 ), pentru a contribui la combaterea 

schimbărilor climatice. Scopul stocării sigure a CO 2 este reţinerea permanentă a 

acestuia, astfel încât să se prevină şi, atunci când acest lucru nu este posibil, să se 

elimine pe cât posibil efectele negative şi orice riscuri pentru mediu şi sănătatea 

umană. 

d) Decizia nr. 406/2009/CE a Parlamentului European şi a Consiliului 

European din 23 aprilie 2009 privind efortul statelor membre de a reduce 

emisiile de gaze cu efect de seră astfel încât să respecte angajamentele 

Comunităţii de reducere a emisiilor de gaze cu efect de seră până în 2020 [11]. 

Decizia stabileşte contribuţia minimă a statelor membre la respectarea angajamentului 

Comunităţii de reducere a emisiilor de (GES) în perioada 2013-2020, în 

ceea ce priveşte emisiile de (GES) reglementate de decizie, precum şi normele 

privind realizarea acestor contribuţii şi evaluarea acestora. Fiecare stat membru îşi 

limitează, până în 2020, emisiile de gaze cu efect de seră, respectând cel puţin 

procentul stabilit pentru statul membru respectiv, în limitele a –20% şi +20%, în 

raport cu emisiile sale din anul 2005. Pentru România limita prevăzută a emisiilor 

pentru anul 2020 este de +19%. Îmbunătăţirea eficienţei energetice reprezintă un 

element esenţial pentru îndeplinirea de către statele membre a cerinţelor acestei 

decizii. 

3) Al treilea pachet legislativ pentru energie. În iulie 2009, Consiliul 

European şi Parlamentul European au aprobat al treilea pachet legislativ pentru 

energie [12-19], care se referă la liberalizarea totală şi funcţionarea pieţelor 

interne de energie electrică şi gaze naturale în Uniunea Europeană. Pachetul a fost 

adoptat pentru a accelera investiţiile în infrastructura energetică, pentru a spori 

comerţul transfrontalier şi a înlesni accesul la surse diversificate de energie. 

Prevederile de bază ale pachetului se referă la: separarea efectivă a activităţilor 

operatorilor sistemelor/reţelelor de transport (OST) de activităţile de producere şi 

furnizare de energie; în fiecare stat membru există o singură autoritate naţională 

de reglementare în domeniul energiei (ANR), independentă şi autonomă; se 

înfiinţează o Agenţie (ANR europeană pentru cooperarea autorităţilor de 

reglementare (ACER); promovarea pieţei interne a energiei şi eliminarea 

49


restricţiilor în comerţul între state; protejarea consumatorilor de energie; stabilirea 

reţelelor europene de transport de energie (pentru electricitate ENTSO-E, pentru 

gazele naturale ENTSO-G), introducerea conceptului de reţele inteligente (smart 

grids), cu toate progresele de ordin tehnologic şi informatic. 

4) Planul strategic de tehnologii energetice al Uniunii Europene. Prin 

documentul [17] Comisia Europeană a propus la 22 noiembrie 2007, iar Consiliul 

European a aprobat la 28 februarie 2008, crearea Planului UE de tehnologii 

energetice strategice (SET Plan), ca o necesitate de a acţiona, la nivelul UE, 

pentru realizarea unei politici energetice sustenabile, sigure şi competitive şi 

îndeplinirea ţintelor pentru anul 2020 şi a perspectivei anului 2050. În mod 

concret, SET Plan reprezintă necesitatea unei politici dedicate accelerării 

dezvoltării şi diseminării tehnologiilor energetice cu carbon redus, eficiente sub 

raportul costurilor. Planul are ca scopuri şi acțiuni principale: promovarea cu 

prioritate a iniţiativelor industriale care s-au dovedit fezabile, bazate pe 

parteneriatul public-privat sau pe interesele comune ale unor state membre; 

creşterea eforturilor de îmbunătăţire a eficienţei energetice, prin stimularea 

cercetării-dezvoltării-inovării şi diseminării (CDI-D) privind tehnologiile 

energetice finale; înfiinţarea unui grup de reprezentanţi la nivel înalt din partea 

statelor membre, care să convină, să urmărească şi să pună în aplicare obiectivele 

SET-Plan; mobilizarea unei creşteri substanţiale a finanţării la nivel european şi 

naţional; promovarea cooperării internaţionale în domeniul CDI privind 

tehnologiile curate, sustenabile şi eficiente. 

Bazat pe rezultatele unui proces de consultare, Comisia Europeană a 

propus lansarea în cadrul SET Plan a următoarelor şase iniţiative industriale 

prioritare europene: a) Iniţiativa eoliană europeană urmăreşte validarea şi 

demonstrarea utilizării turbinelor eoliene mari şi a sistemelor eoliene mari 

(sisteme on-shore şi off-shore); b) Iniţiativa solară europeană, destinată validării 

instalaţiilor la scară mare cu energie fotovoltaică şi a sistemelor concentratoare de 

energie solară; c) Iniţiativa europeană de bioenergie¸ direcţionată pe „generaţia 

următoare” de biocombustibili, în contextul unei strategii generale privind 

utilizarea bioenergiei; d) Iniţiativa europeană de captură, transport şi stocare a 

CO 2 , axată pe cerinţele întregului sistem, inclusiv eficienţa, siguranţa şi acceptul 

public, pentru a proba viabilitatea la scară industrială a centralelor electrice cu 

combustibili fosili cu emisii zero; e) Iniţiativa reţelei electroenergetice europene, 

în scopul dezvoltării unui sistem electric inteligent, inclusiv stocarea, şi creării 

unui Centru European pentru implementarea programului de cercetare privind o 

reţea de transmisie europeană; f) Iniţiativa energiei de fisiune sustenabile, pentru 

dezvoltarea tehnologiilor nucleare din generaţia IV. 

50


5) Strategia Europa 2020. Pe fondul crizei economice şi financiare 

declanşată în anul 2007, s-a ajuns la concluzia că Strategia Lisabona, lansată în 

martie 2000 pentru deceniul 2000-2010, nu şi-a atins obiectivele de dezvoltare ale 

Uniuni Europene. În contextul intensificării provocărilor globale, al interconectării 

tot mai mari a economiilor ţărilor lumii, al necesităţii unor măsuri coercitive 

ale finanţelor mondiale, al provocărilor legate de climă şi de resurse, care necesită 

adoptarea unor măsuri drastice, al interdependenţei puternice a economiilor ţărilor 

UE, Comisia Europeană a publicat la 24 noiembrie 2009 un document de lucru 

[18] privind viitoarea Strategie „UE 2020”, care, după consultări publice, a 

devenit proiectul unei strategii economice a UE, pentru următorii 10 ani, denumit 

Europa 2020 [20]. 

Agenda Europa 2020 are în vedere trei formule principale de creştere 

economică în decada următoare: 1) creştere economică inteligentă (consolidarea 

cunoaşterii, inovaţia, educaţia, societatea digitală); 2) creştere economică durabilă 

(creştere eficientă în producţie şi a competitivităţii); 3) creştere economică 

favorabilă incluziunii (participare sporită pe pieţele muncii, dobândirea de noi 

abilităţi profesionale, diminuarea sărăciei). Corespunzător acestor trei formule de 

creştere se definesc cinci obiective, pe care statele membre trebuie să le realizeze 

în anul 2020: 1) Un grad de ocupare a forţei de muncă de minim 75%, în zona de 

vârstă între 20 şi 64 de ani; 2) Un nivel de minim 3% din PIB pentru investiţiile în 

cercetare şi dezvoltare; 3) Atingerea ţintelor deja fixate de UE în domeniul 

energiei şi schimbărilor climatice, respectiv realizarea până în anul 2020 a 

următoarelor: reducerea cu 20% a emisiilor de CO 2 faţă de anul 1990, reducerea 

cu 20% a consumului de energie primară faţă de anul 2005, prin creşterea 

eficienţei energetice, minim 20% din energie să se producă din surse regenerabile; 

4) Abandonul şcolar timpuriu să nu depăşească 10%, iar minim 40% din generaţia 

tânără să aibă studii superioare; 5) Numărul persoanelor expuse riscului sărăciei să 

scadă cu 20 milioane. 

Noua Strategie Europa 2020 include o iniţiativă emblematică pentru 

domeniul energetic, „O Europă eficientă din punctul de vedere al utilizării 

resurselor”, care încorporează hotărârea UE de a atinge obiectivele 20/20/20 

privind reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră, producerea de energii 

regenerabile şi economia de energie. Totodată, iniţiativa respectivă cuprinde 

cerinţele de finalizare a pieţei interne de energie şi implementarea Planului 

European Strategic pentru Tehnologii Energetice (SET Plan). 

Obiectivul Strategiei Europa 2020 este ieşirea din criză a Europei cu o 

economie mai puternică şi mai durabilă, care să asigure o creştere a numărului 

locurilor de muncă, a productivităţii şi coeziunii sociale. Politica energetică are un 

rol însemnat în a contribui la realizarea acestui obiectiv. 

51


6) Reducerea consumului de energie prin creşterea eficienţei energetice 

este o prioritate cheie şi necesită politici solide la toate nivelurile. Obiectivul de a 

atinge 20% reducere a consumului de energie primară până în 2020 reprezintă o 

ţintă globală la nivel UE, fără a exista ţinte individuale ale statelor membre. 

Evaluări recente care iau în considerare obiectivele naţionale, sugerează că UE nu 

va realiza decât jumătate din ţinta de 20%, astfel încât este necesară o nouă 

strategie ambiţioasă de eficienţă energetică care să valorifice potenţialul 

considerabil existent prin acţiuni ferme. În acest sens, se menţionează următoarele 

reglementări europene: 

a) Planul UE pentru eficienţă energetică [23] consideră eficienţa 

energetică un element central al Strategiei Europa 2020, dar şi al tranziţiei către o 

economie în care resursele sunt utilizate eficient. Eficienţa energetică este unul 

dintre modurile cele mai rentabile de consolidare a siguranţei aprovizionării cu 

energie şi de reducere a emisiilor de GES şi de alţi poluanţi. Din multe puncte de 

vedere, eficienţa energetică poate fi văzută drept cea mai mare resursă de energie 

a Europei. Planul plasează, în ordinea potenţialului de eficienţă energetică, 

clădirile, transporturile şi industria; menţionează, de asemenea, eficienţa energetică 

în domeniul cheltuielilor publice, importanţa aspectelor financiare şi a 

eficienţei la consumatori. 

b) Directiva 2010/31/UE privind performanţa energetică a clădirilor, din 

19 mai 2010 [21], care subliniază importanţa clădirilor sub aspectul reducerii 

consumului de energie (clădirile sunt responsabile pentru 40% din totalul 

consumului de energie al UE) şi al efectului benefic de reducere cu 20% a 

emisiilor de GES până în anul 2020, faţă de nivelurile din 1990. 

c) Propunerea de Directivă privind eficienţa energetică (DEE) [25] 

transformă anumite aspecte ale Planului pentru eficienţă energetică [23] în măsuri 

obligatorii. Principalul scop al propunerii constă în aducerea unei contribuţii 

semnificative la îndeplinirea obiectivului UE de 20% în materie de eficienţă 

energetică până în 2020. Pentru a avea succes, propunerea trebuie să fie adoptată 

şi pusă în aplicare imediat de statele membre. DEE propune abrogarea Directivei 

privind cogenerarea (2004/8/CE) şi a Directivei privind serviciile energetice 

(2006/32/CE), care nu au reuşit să valorifice pe deplin potenţialul de economisire 

a energiei. În ceea ce priveşte sectoarele utilizatorilor finali, DEE se axează pe 

măsurile care stabilesc cerinţele impuse sectorului public atât cu privire la 

renovarea clădirilor deţinute de către acesta, cât şi la aplicarea standardelor 

privind randamentul energetic ridicat în momentul achiziţionării de clădiri, 

produse şi servicii. Trebuie stabilite sisteme naţionale de obligaţii privind 

eficienţa energetică, inclusiv efectuarea periodică de audituri energetice 

obligatorii în cazul întreprinderilor mari şi stabilirea unei serii de cerinţe pentru 

52


societăţile energetice referitoare la contorizare şi facturare. În ceea ce priveşte 

furnizarea de energie, propunerea solicită statelor membre să adopte planuri 

naţionale de încălzire şi răcire pentru a valorifica potenţialul de generare cu 

randament ridicat a energiei şi de încălzire şi răcire centralizată eficientă. 

3.4. Un scenariu de evoluţie globală până în 2030 

Alături de fenomene de o amploare deosebită, precum rata ridicată la care 

populaţia globului continuă să se mărească, creşterea asociată şi inevitabilă a 

consumului de energie, descreşterea resurselor minerale şi realitatea rezultantă a 

deteriorării îngrijorătoare a mediului ambiant, însoţită de încălzirea globală, 

societatea contemporană este confruntată cu o triadă de probleme complexe – 

creşterea economică şi demografică, consumul de energie şi de resurse, 

conservarea mediului înconjurător – cu alte cuvinte, lumea se găseşte astăzi în faţa 

unei trileme fără precedent ([26] și [27]). 

Firma Roland Berger Strategy Consultants a elaborat în 2011 un studiu 

privind evoluţia lumii până în 2030, „Trend Compendium 2030” [28], în care 

identifică şapte tendinţe principale care vor modela lumea în următorii ani 

(2010-2030). Studiul prezintă pentru fiecare direcție de evoluţie câte trei 

subdirecţii, pe care le analizează dintr-o perspectivă globală şi din punctul de 

vedere al ţărilor dezvoltate şi al ţărilor în curs de dezvoltare. 

Cele şapte megatendinţe identificate şi acţiunile principale asociate sunt: 

1) Demografia. Populaţia globului va creşte de la 6,9 miliarde în 2010 la 

8,3 miliarde în 2030. Aceasta va fi însoţită de o mărire a vârstei medii cu 5 ani, 

până la 34 de ani, precum şi o dezvoltare a urbanizării, respectiv în 2030, 59% din 

populaţia lumii va trăi în oraşe (81% în ţările dezvoltate şi 55% în ţările în curs de 

dezvoltare). Atenţia se va concentra, mai ales, asupra regiunilor cu natalitate 

sporită (creşterea populaţiei va fi de şapte ori mai mare în ţările în curs de 

dezvoltare, decât în ţările dezvoltate), către adaptarea mai bună faţă de necesităţile 

populaţiei de vârsta a treia, iar oraşele vor deveni adevărate laboratoare pentru 

găsirea soluţiilor optime. 

2) Globalizarea şi pieţele viitoare. Procesul globalizării va continua, odată 

cu creşterea mai rapidă a exporturilor (5,3% pe an) şi a investiţiilor străine directe 

în comparaţie cu PIB-ul global (4% pe an). Grupul BRIC (Brazilia, Rusia, India, 

China) va avea o creştere anuală a PIB de 7,9%, în timp ce grupul următoarelor 11 

ţări în dezvoltare („tigrii” economici, mai ales ţări din Asia) de 5,9% pe an. China 

va deveni în 2026 cea mai puternică economie a lumii, depăşind SUA. Acţiunile 

vor viza pieţele străine (dar având în vedere aspectele politice, sociale şi 

53


culturale), exploatarea potenţialului de piaţă al clasei mijlocii; se va utiliza tehnica 

scenariilor, având în vedere că viitorul nu poate fi previzionat cu mare precizie. 

3) Insuficienţa resurselor, se referă, în mod special, la energie (consumul 

global de energie primară va creşte cu 26%), la apă (consumul global se va mări 

cu 53%, dar jumătate din populaţia globului va trăi în zone cu deficit mare de apă) 

şi la alte bunuri (rezervele mondiale de fier sunt disponibile încă 120 de ani, în 

schimb se menţionează practic dispariţia unor metale rare şi, desigur, va creşte 

necesarul de alimente). În 2030, ţările dezvoltate vor consuma 36% din energie, 

iar ţările în curs de dezvoltare 64%. La consumurile prezente, cărbunele va mai 

putea fi utilizat 119 ani, gazele naturale 63 de ani, iar petrolul 46 de ani. Structura 

resurselor energetice primare în 2030 va fi: petrol 31% (35% în 2010), cărbune 

27% (26% în 2010), gaze naturale 23% (23% în 2010), surse regenerabile 13% 

(10% în 2010), nuclear 6,4% (5,5% în 2010). O atenţie deosebită se va da căilor 

de reducere a consumului (prin tehnologii energetice eficiente, iar în cazul apei se 

va urmări atât reducerea consumului, cât şi a poluării) şi a dependenţei (prin 

diversificarea şi folosirea resurselor alternative şi a furnizorilor, însoţite de o 

politică de preţ adecvată), apelându-se la educarea consumatorilor (prin folosirea 

produselor şi tehnologiilor care conduc la economii de resurse şi prin mijloace de 

comunicare privind creşterea responsabilităţilor acestora). 

4) Provocarea schimbărilor climatice. Sunt menţionate trei direcţii 

principale şi anume: creşterea cu 16% a emisiilor totale de CO 2 (care vor descreşte 

cu 14% în ţările dezvoltate, dar se vor mări cu 38% în ţările în curs de dezvoltare), 

creşterea temperaturii medii globale cu 0,5-1,5 o C, descreşterea biodiversităţii, 

însoţită de fenomene meteorologice extreme. Evoluţia prognozată a temperaturii 

medii globale este: 14,7 o C în 2010, 14,9 o C în 2015, 15,1 o C în 2020, 15,4 o C în 

2025, 15,7 o C în 2030. Convenţia Cadru a ONU privind Schimbările Climatice 

(UNFCCC) a estimat că în 2030 ţările în curs de dezvoltare, cele mai afectate de 

creşterea temperaturii medii globale, vor avea nevoie de 28-67 miliarde USD 

pentru a se adapta schimbărilor climatice, adică 0,06-0,2% din PIB-ul probabil al 

acestor ţări. Ecosistemul general şi biodiversitatea sa sunt cruciale pentru omenire, 

pentru a putea asigura securitatea alimentară, apa curată, protecţia împotriva 

fenomenelor meteorologice extreme şi necesarul de medicamente. Aceste 

beneficii au fost estimate a fi între 21 şi 72 trilioane USD pe an, o sumă imensă în 

comparaţie cu PIB-ul global de 62 trilioane USD în 2009. Preocupările globale 

vor urmări folosirea noilor oportunităţi de afaceri (ca, de exemplu, mecanismul de 

dezvoltare curată, CDM, al Protocolului de la Kyoto), reducerea emisiilor de CO 2 

prin diverse procedee şi gestiunea riscului climatic (prin noi reglementări, chiar cu 

creşterea costurilor energetice). 

54


5) Tehnologie şi inovare dinamice. Ca direcţii principale se menţionează: 

difuzia cu mare viteză a tehnologiei în toată lumea, inovaţiile vor ajunge să 

schimbe viaţa oamenilor, în special, în domeniul roboticii şi tehnologiei 

informaţiei şi cunoaşterii, iar ştiințele vieţii se vor maturiza, datorita cercetării şi 

dezvoltării. În domeniul energiei se menţionează utilizarea surselor regenerabile, 

care încep să înlocuiască combustibilii fosili şi tehnologiile de captare şi stocare a 

dioxidului de carbon. Se vor stabili parteneriate şi o reţea de colaborare globală, se 

vor urmări tendinţele de evoluţie a ultimilor tehnologii, iar abordarea problemelor 

va fi simultan divergentă (pentru identificarea de noi idei, perspective şi 

creativitate) şi convergenţă (pentru găsirea celor mai bune soluţii). 

6) Societatea globală a cunoaşterii se va baza pe o competenţă solidă 

sporită (55% din populaţia lumii va avea cel puţin nivelul de educaţie secundară 

sau universitară), este de aşteptat ca diferenţele dintre bărbaţi şi femei să se reducă 

şi se va intensifica lupta pentru talente, în care cererea de persoane calificate va 

depăşi oferta (unele ţări, în special, cele bogate vor câştiga „creiere”, altele vor 

pierde). Legăturile globale prin internet vor creşte semnificativ, creându-se un 

cadru favorabil intensificării activităţilor de cercetare, dezvoltare şi inovare. Va fi 

deosebit de importantă stabilirea unui management eficient al cunoaşterii, munca 

va trebui să devină mult mai atractivă pentru femei, se va îmbunătăţi strategia 

globală de angajare, mai ales prin atragerea talentelor. 

7) Împărţirea responsabilităţii globale va însemna o deplasare către 

cooperarea globală, prin care naţiunile lumii vor participa cu mai multă 

responsabilitate, vor creşte în mod semnificativ numărul şi influenţa organizaţiilor 

neguvernamentale naţionale şi transnaţionale, iar atitudinile filantropice vor 

înregistra un număr mai mare de donaţii, schimbându-se efectiv şi filosofia de a 

oferi. Acţiunile globale vor urmări folosirea oportunităţilor de afaceri care rezultă 

din cooperarea globală, stabilirea unui management etic de abordare favorabil 

tuturor grupurilor de interese, optimizarea cooperării cu sectorul nonprofit. 

Studiul firmei Roland Berger Strategy Consultants, deşi are o bază de 

informaţii extrem de solidă şi diversă, atrage totuşi atenţia că prevederea viitorului 

este dificilă, că evenimentele neprevăzute pot juca un rol foarte important, chiar 

minţile cele mai strălucite pot greşi, iar invenţiile tehnologice pot schimba orice. 

55


4. ADAPTAREA ENERGETICII ROMÂNEŞTI 

LA PROVOCĂRILE EUROPENE ŞI A CELOR GLOBALE 

56 

4.1. Contextul românesc actual cu privire la emisiile 

de gaze cu efect de seră 

Întrucât una din principalele provocări ale sectorului energiei o reprezintă 

adaptarea lui la necesitatea reducerii amprentei de carbon, în cadrul acestui capitol 

se analizează situaţia acestui sector în relaţie cu mecanismele Protocolului 

adecvate Schema EU ETS a fost transpusă la nivel naţional – în principal – prin 

HG nr. 780/2006 privind stabilirea schemei de comercializare a certificatelor de 

emisii de GES, completată prin: 

HG nr. 658/2006 privind reorganizarea Comisiei Naţionale privind 

Schimbările Climatice (CNSC); 

Ordinul nr. 1122/17.10.2006 pentru aprobarea Ghidului privind utilizarea 

mecanismului de implementare în comun (JI) pe baza modului II (art. 6 al 

Protocolului de la Kyoto); 

HG nr. 1570/ 2007, care înfiinţează sistemul naţional pentru estimarea 

nivelului de emisii antropice de gaze cu efect de seră (SNEEGES), rezultate din 

surse sau din reţinerea prin sechestrare a dioxidului de carbon; 

Ordinul nr. 1897/29.11.2007 pentru aprobarea procedurii de emitere a 

autorizaţiei privind emisiile de GES pentru perioada 2008-2012; 

Ordinul nr. 1768/200 privind procedura de acreditare a organismelor de 

verificare; 

Ordinul nr. 85/2007 pentru aprobarea Metodologiei privind elaborarea 

Planului Naţional de Alocare; 

Ordinul nr. 1376/29.10.2008 pentru crearea inventarului emisiilor de 

GES; 

Ordinul nr. 1474/18.11.2008 pentru procedura de arhivare şi stocare a 

datelor, Regulamentul privind gestionarea şi operarea Registrului Naţional; 

HG nr. 60/2008 privind aprobarea Planului Naţional de Alocare (PNA) 

privind certificatele de emisii de GES pentru perioadele 2007, 2008-2012; 

Ordinul nr. 1170/29.09.2008 pentru aprobarea Ghidului privind 

adaptarea la efectele schimbărilor climatice (GASC); 

Ordinul nr. 297/21.03.2008 privind aprobarea Procedurii naţionale 

privind utilizarea mecanismului JI pe baza modulului I;


Ordinul nr. 254/2009 pentru aprobarea Metodologiei privind alocarea 

certificatelor de emisii de GES din Rezerva pentru instalaţiile nou-intrate pentru 

perioada 2008-2012 [30]. 

În prezent, nu există o iniţiativă legislativă sau de reglementare similară 

pentru orizontul 2013-2020, deşi au existat, transpuse sau create şi implementate, 

o serie de directive europene, reglementări şi legi menite să îmbunătăţească 

emisiile de GES. PNA pentru 2007 (ultimul an din Faza I şi primul an al României 

ca membru al Uniunii Europene, momentul integrării fiind considerat şi momentul 

începerii obligativităţii implementării schemei pentru România) şi 2008-2012 

(Faza II) a fost publicat în prima sa versiune la data de 30 August 2006. 

Direcţia generală de acţiune a României cu privire la domeniu este dată, 

pe de o parte, de Strategia Naţională privind Protecţia Mediului, în care este 

menţionat şi domeniul schimbărilor climatice, precum şi de Strategia şi Planul de 

Acţiune privind Protecţia Atmosferei, concentrate pe îmbunătăţirea calităţii 

aerului. Printre prevederile acestora se numără: implicarea mai activă a României 

în cadrul programului Intelligent Energy Europe, susţinerea energiilor 

regenerabile, promovarea eficienţei energetice pentru utilizatorul final şi în cadrul 

sistemelor de alimentare cu căldură (alături de cogenerare), a se vedea şi 

capitolele 5 şi 6 ale prezentei lucrări, controlul emisiilor provenite din 

transporturi, recuperarea energiei din deşeurile organice, introducerea sistemelor 

integrate de utilizare a terenurilor, elaborarea unui plan de acţiune în domeniul 

schimbărilor climatice, creşterea gradului de educaţie a publicului cu privire la 

schimbările climatice, precum şi accesul acestuia la informaţie. Aceste ultime 

măsuri sunt extrem de necesare, în condiţiile în care un studiu realizat în 2008 de 

Eurobarometer [31] pentru Comisia Europeană, referitor la atitudinile europenilor 

cu privire la schimbările climatice, relevă ca schimbările climatice reprezintă a 

doua cea mai importantă problemă a omenirii, după sărăcie şi lipsa de apă şi 

hrană. În ceea ce priveşte România doar 85% dintre români consideră schimbările 

climatice o problemă serioasă, comparativ cu 90% din europeni, iar 23% dintre 

repondenţii europeni consideră că problematica schimbărilor climatice a fost 

exagerată (26% la nivel european), iar 27% au răspuns că nu ştiu (9% la nivel 

european); în privinţa atitudinii active privind această problemă, 38% admit faptul 

că nu au întreprins personal nimic pentru a lupta cu schimbările climatice, 50% 

dintre aceştia spun că ar lua măsurile necesare, dacă ar şti care sunt acestea. În 

legătură cu atitudinea celorlalţi, 66% din repondenţi consideră că sectoarele 

industriale nu fac îndeajuns de mult pentru a reduce efectele schimbărilor 

climatice, 69% fac aceeaşi afirmaţie cu privire la cetăţeni, 66% cu privire la 

autorităţile naţionale şi 51% cu privire la UE. 

57


Informaţiile centralizate cu privire la statistica emisiilor de GES provin din 

Registrul Naţional (martie 2009) [30] şi se referă la perioada de până în anul 

2007. Conform acestuia, proporţia medie între gazele cu efect de seră în economia 

României pentru perioada 1989-2007 a fost următoarea: CO 2 – 71,39%; CH 4 – 

17,33%; N 2 O – 10,70%; HFCs – 0,0028%; PFCs – 0,58%; SF 6 – 0,00013%. 

După cum se poate observa din cifrele de mai sus, un procent important al 

GES provine din emisiile de CO 2 , evoluţia pe parcursul perioadei a emisiilor 

urmărind evoluţia economiei naţionale, la respectivul moment în perioada de 

creştere intensivă din punct de vedere energetic. De asemenea, s-a remarcat 

scăderea în cifre absolute a emisiilor de CO 2 , ca urmare a scăderii cantităţilor de 

combustibili fosili utilizaţi în sectorul energetic, consecinţă a declinului în nivelul 

de activitate al sectorului în cauză. În 2007, nivelul de CO 2 (excluzând LULUCF 

– Land Use, Land Use Change, Forestry, ca şi agricultura şi silvicultura) a fost de 

110, 8 milioane tone, faţă de 193,3 milioane tone în 1989, înregistrând o scădere 

cu 42,64% . Al doilea contributor la emisiile de GES este metanul, în scădere faţă 

de 1989 cu 44,59% . Acesta provine, în principal, din extracţia şi distribuţia de 

combustibili fosili şi din zootehnie. Al treilea GES important în economia 

României este N 2 O, în scădere cu 54,38% faţă de 1989, emisiile provenind, în 

principal, din agricultură şi industria chimică. Celelalte GES au un impact 

neglijabil şi scăderi relevante în perioada considerată, cum este cazul emisiilor de 

PFC, provenind din producţia de aluminiu, care s-au redus cu peste 80%. 

În ceea ce priveşte distribuţia sectorială, Registrul Naţional enunţă faptul 

că sectorul energetic deţine un procent de 71% din totalul emisiilor la nivel 

naţional, fiind urmat de agricultură cu 13,8% şi de industrie cu 10,5%, după cum 

se poate observa din figura nr. 4.1. 

Figura nr. 4.1. Repartiţia sectorială a emisiilor de GES în economia României în anul 2010 

13,8% 

4,6% 

0,1% 10,5% Energie 

Deseuri 

Agricultura 

Solventi 

71,0% 

Industrie 

Sursa: ANRE. 

58


Deşi ponderile reflectă o importanţă majoră a emisiilor de CO 2 din sectorul 

energie, politicile şi măsurile de reducere a emisiilor la nivel naţional nu fac 

diferenţe între tipurile de sectoare sau efortul cerut pentru realizarea reducerilor 

solicitate de UE. Sectoarele care nu sunt monitorizate sub schema ETS se cunosc 

sub denumirea de non-ETS. O scurtă analiză a ambelor tipuri de sectoare (ETS şi 

non-ETS) se va prezenta în subcapitolele următoare. 

4.2. Eficientizarea utilizării energiei – tendinţa europeană 

şi necesitatea economiei româneşti 

4.2.1. Elemente generale 

Atât la nivelul Uniunii Europene, cât şi la acela al statelor membre luate 

individual, strategiile energetice îşi găsesc obiective comune: 

Securitatea în alimentarea cu energie, cu toate aspectele ei legate de 

dependenţa de importuri de resurse, accesul la pieţe sigure şi posibilitatea de a 

obţine de pe aceste pieţe resursele necesare la preţuri corecte. Pentru ţările net 

importatoare (marea majoritate a UE), tendinţa de creştere a dependenţei de 

importuri, mai ales din zone sensibile, reprezintă un risc major. De aceea, 

reducerea consumului final de energie prin utilizare inteligentă – deci, prin 

eficientizare (ceea ce Cartea Albă a UE privind eficienţa energetică numește 

sugestiv „doing more with less”) – constituie o soluţie convenabilă pentru 

diminuarea importurilor şi creşterea securităţii în alimentarea cu energie. 

Competitivitate a sectorului şi a economiei, în general, se poate realiza 

doar prin eficientizare şi – astfel – prin diminuarea costurilor, permiţând un 

răspuns mai flexibil atât pe piaţa internă, cât şi pe plan mondial. 

Diminuarea impactului asupra mediului. Eficienţa energetică şi 

conservarea energiei prin răspunsul comportamental al consumatorului la 

provocările de mediu şi tendinţa de creştere a preţurilor afectează în comun relaţia 

economiei cu mediul înconjurător. 

În ultimii doi ani, World Energy Council (WEC) pledează pentru 

cuantificarea efectelor măsurilor de realizare a obiectivelor mai sus menţionate 

printr-un aşa-numit „indice de sustenabilitate”. Este interesant de remarcat că pe 

lângă dezideratele anterior enunţate, WEC dă o importanţă majoră şi aspectelor de 

echitate socială. 

Utilizarea inteligentă a energiei de orice fel răspunde la toate aceste 

obiective pentru ca reducerea presiunii pe partea de consum ajută la creşterea 

securităţii în alimentarea cu energie la nivelul ţării respective, reducând 

dependenţa de importuri, măreşte competitivitatea prin reducerea costurilor cu 

59


energia şi diminuează impactul asupra mediului. De asemenea, eficientizarea 

utilizării energiei la nivelul populaţiei, mai ales a celei vulnerabile duce la o mai 

bună echitate socială. 

Cum se poate face acest lucru În general pe două căi: prin management 

performant al energiei şi prin eficienţă energetică mărită. Este evident că 

programele şi tehnologiile la nivel de cerere (demand response), ca şi măsurile de 

eficientizare a utilizării energiei sunt considerate în ultimii ani ca fiind împreună o 

soluţie viabilă în asigurarea unor noi opţiuni pentru consumatori în administrarea 

costurilor cu energia (aspecte de competitivitate şi echitate socială), asigurând – în 

acelaşi timp – furnizorilor noi opţiuni pentru o alimentare sigură cu energie la 

costuri rezonabile si cu un impact diminuat asupra mediului. 

Beneficiile unei asemenea abordări ar fi: o fiabilitate îmbunătăţită a 

sistemului, evitarea unor costuri, o eficienţă mai mare a pieţelor de energie, un 

management îmbunătăţit al surselor, un serviciu mai bun pentru consumator, 

creşterea competiţiei pe piaţă şi – evident – un impact negativ redus asupra 

mediului. În statele EU şi din America de Nord, condiţiile crizei şi cele 

premergătoare acesteia au impulsionat dezvoltarea şi practicarea soluţiilor de 

folosire eficientă a energiei şi de demand response. Acestea au întâlnit noi 

provocări în condiţiile în care consumatorii şi-au schimbat poziţia devenind – în 

unele cazuri – producători şi – de aceea – utilităţile de electricitate au arătat un 

interes sporit în studierea şi implementarea programelor şi tehnologiilor de 

răspuns al cererii. 

În acelaşi timp, eficienţa energetică ca practică de scădere a cantităţii de 

energie folosită pentru acelaşi efect util poate duce la creşterea capitalului, 

securitate naţională, prin scăderea dependenţei de importuri, securitate personală, 

confort sporit şi – din nou – efect pozitiv asupra mediului. 

În situaţia României, „eficientizarea energetică facilitează înlocuirea 

resurselor fosile cu cele regenerabile micşorând impactul costurilor mai mari ale 

acestora din urmă, reduce riscurile introduse in sistemul electroenergetic de 

sursele regenerabile, este întotdeauna o soluţie pentru momentele de penurie 

energetică şi reprezintă cea mai benignă soluţie din punct de vedere a mediului 

pentru creşterea performanţei economiei unei ţări”. [29] 

Toate studiile de specialitate consideră eficientizarea consumului de 

energie ca fiind o măsură câştigătoare pe toate planurile, iar investiţiile în acest tip 

de proiecte ca fiind prioritare. Există însă – în acest sens – niște dificultăţi, în 

primul rând legate de distorsiunile încă existente la nivelul pieţelor de energie 

(preţuri reglementate sau impuse de contracte încheiate în condiţii necompetitive, 

subvenţii etc.). Pe de altă parte, simpla analiză economică nu este suficientă 

60


pentru că nu ia în considerare internalizarea externalităţilor aferente economiilor 

de energie. De aceea, eficientizarea devine interesantă dacă se face o analiză costbeneficiu. 

Ca o concluzie, considerăm că investiţiile în eficienţă energetică pentru 

reducerea cu 20% a consumului faţă de business-as-usual trebuie să fie prioritare, 

apoi urmând cele în noi unităţi de producere. 

4.2.2. Importanţa noilor tehnologii în eficientizarea utilizării energiei 

Revoluţia o reprezintă apariţia aşa-numitelor reţele inteligente (smart 

grids), a căror importanţă este recunoscută din ce în ce mai mult, deoarece reţelele 

adecvate, fiabile şi integrate reprezintă o cerinţă esenţială în scopul realizării 

obiectivelor Uniunii Europene. Dezvoltarea infrastructurii energetice nu numai că 

va permite Uniunii să realizeze o piaţă internă, dar va întări securitatea în 

alimentare, integrarea surselor regenerabile, creşterea eficienţei energetice şi 

permite consumatorilor să beneficieze de noile tehnologii şi să folosească în mod 

inteligent energia. 

În acest context, reţelele electrice trebuie modernizate pentru a suporta 

cererea crescută de energie, mai ales a celei electrice datorită folosirii ei în din ce 

ce mai multe aplicaţii: pompe de căldură, vehicule electrice, celule de combustie 

şi hidrogen, echipamente de comunicaţie şi de prelucrare a datelor etc. 

Reţelele trebuie – de asemenea – extinse şi actualizate tehnologic pentru a 

permite integrarea pieţelor şi menţinerea (sau chiar mărirea) nivelurilor existente 

de securitate a sistemului. Un motiv în plus ar fi transportul şi echilibrarea 

electricităţii produse de sursele regenerabile, cu atât mai mult cu cât se aşteaptă ca 

aceasta se va dubla până în 2020. O pondere importantă din capacităţile de 

producţie va fi concentrată în locaţii îndepărtate de centrele principale de consum 

şi/sau stocare (de exemplu, în România, zona Dobrogei). În Europa, circa 12% din 

producţia din regenerabile în 2020 va fi din instalaţiile „offshore”, în mod special 

din Marea Nordului. De asemenea, cantităţi importante vor veni din fermele solare 

şi eoliene din sudul Europei, respectiv din instalaţii utilizând biomasa din Europa 

Centrală şi de Est. 

Folosind reţele inteligente şi interconectate (incluzând stocare de mare 

capacitate), costul electricităţii produsă din surse regenerabile poate fi scăzut 

semnificativ, iar eficienţa poate fi mărită la nivel paneuropean. În afara acestor 

scopuri pe termen scurt, reţelele electrice şi de gaze trebuie să evolueze în mod 

fundamental pentru a permite schimbarea către un sistem electric decarbonatat în 

orizontul anului 2050, susţinut şi de noi tehnologii de stocare şi de transport la 

61


înaltă tensiune şi pe distanţe foarte mari care pot suporta chiar cote şi mai mari de 

regenerabile din UE şi din afara ei (de exemplu, din nordul Africii). 

În acelaşi timp, aşa cum se exprimă Direcţia Generală Energie [32], 

„reţelele trebuie să devină şi mai inteligente” pentru ca „atingerea ţintelor de 

eficienţă şi privind regenerabilele nu va fi posibilă fără mai multă inovare şi 

inteligenţă în reţele atât la nivel de transport cât şi de distribuţie, în particular, prin 

tehnologii de informare şi comunicare”. Acest lucru este esenţial în realizarea 

managementului consumului de energie şi a altor servicii energetice pe care le 

poate realiza o reţea inteligentă. La aceste avantaje se mai pot adăuga: o mai mare 

transparenţă privind măsurarea şi facturarea, posibilitatea de control şi reglaj a 

aparaturii casnice pentru a economisi energie, facilitarea generării descentralizate 

de electricitate şi reducerea costului. 

4.2.3. Politici şi tendinţe privind eficienţa energetică în UE-27 

Sub egida ADEME (Agenţia de Eficienţă Energetică şi Mediu a Franţei) şi 

a Programului Energy Inteligent Europe, în 2009 s-a realizat un studiu privind 

politicile şi tendinţele în domeniu pentru 29 de ţări cuprinzând cele 27 ale Uniunii 

Europene plus Norvegia şi Croaţia. S-au folosit bazele de date generate de 

echipele naţionale cuprinzând indicatorii de tip ODYSSEE [47] şi baza de date 

MURE [48]. Ambele instrumente sunt folosite de către Comisia Europeană în 

monitorizarea şi evaluarea rezultatelor Directivei pentru servicii energetice 

(D 2006/32/CE) și sunt folositoare și în condițiile aplicării noii Directive pentru 

eficiența energetică și cogenerare. 

Rezultatele exerciţiului arată ca eficienţa energetică la nivelul 

consumatorului final s-a îmbunătăţit în medie cu 13% între 1996 şi 2007 în ţările 

membre ale UE-27. Această reducere s-a concretizat în circa 160 Mtep, din care 

jumătate în industrie. Emisiile echivalente de CO 2 au scăzut cu 0,3%/an începând 

din 1990, în mod special din 1990 până în 2004 (–1,6%/an). Aproape 40% din 

această reducere este datorată substituţiei de combustibil cu factori mai mici de 

emisie, restul fiind datorat scăderii intensităţii energetice. 

În multe ţări şi sectoare, a fost resimţită o încetinire în progres începând 

din 2000, ceea ce este explicat parţial printr-o creştere economică încetinită 

(efectul ciclicităţii economiilor). În această perioadă performanţele atinse de 

diferitele ţări au variat între 2 şi 20%. 

Decuplarea dintre cererea de energie şi activitatea economică continuă: 

începând din 1990, consumul de energie a crescut la numai o treime din rata de 

creştere a PIB. În perioada 2004-2007 s-a înregistrat o încetinire chiar mai mare 

62


spre o decuplare aproape totală. În schimb, energia electrică a crescut din 1990 cu 

trei sferturi faţă de creşterea PIB, încetinind la aproape 60% din creşterea PIB în 

intervalul 2004-2007. 

Schimbările structurale au avut o influenţă marginală asupra reducerii de 

consum final şi explică doar 10% din această reducere între 1990 şi 2007 pe 

totalitatea ţărilor actual membre ale UE-27. Studiul consideră că doar în ultimii 

ani s-au introdus noi politici de eficienţă energetică cu adevărat eficiente, 

cuprinzând măsuri cum ar fi Directiva pentru performanţele clădirilor 

(D 2010/31/CE), cea pentru ecodesign (D 2010/30/CE), strategiile de îmbunătăţire 

a performanţelor şi de reducere a emisiilor de CO 2 pentru autovehicule, cea pentru 

servicii energetice (D 2006/32/CE) etc. 

Bazat pe aceste acte, politicile de eficienţă energetică au prezentat o 

dinamică puternică, dar diferită pentru fiecare stat membru al UE. Ele au dovedit 

un impact crescut la nivel naţional, având însă efecte diferite de la sector la sector. 

În timp ce măsurile impuse de UE reprezintă deja circa o treime din toate măsurile 

din sectorul residenţial şi în măsurile generale trans-sectoriale, ele sunt încă slabe 

în transport, industrie şi în sectoarele terţiare. 

Încă mai rămân multe de făcut pentru atingerea ţintei de 20% reducere a 

consumului de energie în UE şi încă mai sunt dezbateri privind principalele 

instrumente pe care le-ar putea folosi ţările membre (de exemplu, modul în care se 

pot combina politicile coercitive cu cele voluntare, problema certificatelor albe, a 

taxei pe energie etc.). 

Se consideră că încă există un potenţial important de eficienţă energetică 

care poate fi accesat prin măsuri noi şi mai puternice şi – în acest fel – ţinta de 

20% să fie atinsă aşa cum rezultă prin simulări folosind programul MURE chiar în 

condiţii foarte conservatoare privind preţurile energiei. Acest lucru solicită totuşi 

o abordare ambiţioasă, ceea ce nu a fost cazul în ultima decadă cu întârzieri în 

apariţia sau adaptarea unor directive specifice, cum ar fi Directiva pentru 

performanţele clădirilor care a aşteptat actualizarea încă din 2002. În plus, s-a 

exprimat necesitatea unei noi Directive pentru servicii energetice şi cogenerare, a 

cărui probabil conținut va fi discutat în cadrul subcapitolului 4.2.7. 

În România, adaptarea la cerinţele noilor reglementări ale UE va fi încă 

mai dificilă, având în vedere situaţia de la care s-a plecat, dar mai ales, paşii 

înapoi făcuţi prin comasarea singurei entităţi responsabile cu diseminarea şi 

aplicarea politicilor de eficienţă energetică, ARCE, în structura autorităţii de 

reglementare a domeniului de producere, transport, distribuţie şi furnizare a 

gazelor şi energiei electrice, ANRE. 

63


4.2.4. Situaţia României 

Din nefericire, România are încă o intensitate energetică mai mare decât 

celelalte ţări din UE, mai ales calculată la cursul de schimb. Figurile nr. 4.2 şi 

nr. 4.3 prezintă o asemenea comparaţie atât pentru energia primară, cât şi pentru 

energia electrică, la nivelul anilor 2004 şi 2005 [42], iar valorile până în 2010 sunt 

date în tabelul nr. 2.9. 

Figura nr. 4.2. Comparaţia intensităţii energiei primare calculate la cursul de schimb, 

respectiv la paritatea puterii de cumpărare la nivelul anului 2005 [30] 

Intensitatea energetica a Romaniei in 

comparatie cu UE 

0,6 

0,5 

0,4 

0,3 

0,2 

0,1 

0 

Romania 

2005 

UE 25 UE 27 

dupa rata de 

schimb 

dupa puterea de 

cumparare 

Sursa: lucrarea [42]. 

Tabelul nr. 4.1. Efectele îmbunătăţirilor de eficienţă energetică la consumatorul final 

2016 2020 

Reducere (faţă de anul 1990): 

86 

124 

Cerere de energie finală, milioane tep 

Emisii de CO 2 , milioane tone CO 2 

Reducerea de CO 2 faţă de emisiile din 1990* 

275 

6,8% 

393 

9,7% 

Reducerea emisiilor de CO 2 sub valoarea din 1990 3,6% 4,6% 

* Valoarea reprezintă, de asemenea, emisiile de CO 2 evitate, inerente referinţei până în anul 2020. 


Evident reducerea acestui indicator are o singură soluţie multiplă: fie 

reducerea consumului final, fie o valoare mai mare a produsului intern brut, fie o 

combinaţie a celor doi indicatori. Conform Planului Naţional de Acţiune al ţării 

noastre [42], ţinta intermediară de economisire a energiei consumate la nivelul 

consumatorului final, stabilită în România pentru anul 2010, era de 940 mii tep, 

ceea ce corespunde unui procent de 4,5% din media anilor 2001-2005. 

64


La stabilirea ţintei s-a avut în vedere potenţialul de economii de energie din 

România, pe sectoarele economiei din sfera de acţiune a Directivei 2006/32/CE 

respectiv industrie, alte ramuri decât cele incluse în Planul Naţional de Acţiune, 

rezidenţial, terţiar şi transporturi. La acea etapă, referinţa a fost anul 2001, iar 

valorile potenţialului economic sunt date în tabelul nr. 4.2, preluat din lucrarea 

[42], a cărei sursă iniţială este Strategia Energetică a României pentru perioada 

2007-2020 [43]. Între timp, prin apariţia Pachetului Legislativ Energie-Schimbări 

Climatice, ţinta s-a modificat la reducerea consumului final de energie cu 20% la 

nivelul anului 2020 faţă de situaţia business-as-usual. Mai mult decât atât, în iunie 

2012, s-a ajuns la un compromis privind apariţia unei noi Directive care să 

înglobeze eficienţa energetică şi cogenerarea. Conform acesteia, ţinta globală a 

Uniunii rămâne aceeaşi, dar – din cauza constatării că ţinta este întârziată – se 

stabilesc cerinţe şi instrumente de sprijin suplimentare. 

Problema fundamentală legată de noua Directivă care va fi aprobată în 

octombrie 2012 o reprezintă necesitatea introducerii şi aplicării unor scheme de 

obligaţii de reducere a consumului de energie finală de către furnizorii şi 

distribuitorii de energie. Una dintre posibilităţi o reprezintă schema „certificatelor 

albe” care funcţionează deja în unele ţări ale UE, dintre care cele cu rezultatele 

cele mai notabile sunt Franţa şi Marea Britanie. O asemenea schemă este însă 

dificil de aplicat în România din cauza complicaţiilor administrative şi – mai ales 

– a cheltuielilor suplimentare care o însoțesc. 

În plus, România trebuie să-şi stabilească o ţintă de reducere a consumului 

astfel încât – pe întreaga Uniune Europeană – să se poată realiza ţinta globală de 

20% faţă de situaţia business-as-usual. 

Măsurile de îmbunătăţire a eficienţei energetice incluse în primul Plan 

Naţional de Acţiune în domeniul Eficienţei Energetice (PNAEE) se înscriu în 

următoarele categorii: 

Reglementări; Informare şi măsuri legislative (campanii de informare, 

audit energetic); Acorduri voluntare şi instrumente de cooperare (companii 

industriale, acorduri pe termen lung); Servicii energetice pentru economii de 

energie (finanţare cu a treia parte, contracte de performanţă energetică); 

Instrumente financiare (subvenţii, scutirea de taxe la eliberarea autorizaţiei de 

construire pentru efectuarea lucrărilor de reabilitare termică, cofinanţarea 

lucrărilor); Mecanisme de eficienţă energetică şi alte combinaţii între celelalte 

subcategorii (fonduri de eficienţă energetică). 

De asemenea, PNAEE mai cuprinde: măsuri orizontale şi transsectoriale, 

cum ar fi: transpunerea în legislaţia naţională a prevederilor Directivei 

2006/32/CE şi a Directivei 2005/32/CE), campanii de informare, scheme de 

65


finanţare preconizate a se derula în parteneriat cu instituţii financiare internaţionale, 

în mod special cu Banca Europeană de Reconstrucţie şi Dezvoltare (BERD). 

Care sunt sectoarele economice considerate importante de Planul Naţional 

de Acţiune şi unde se propun acţiuni concrete 

Tabelul nr. 4.2. Potenţialul economic (eficient din punctul de vedere al costurilor) 

de economii de energie, în anul 2001 

66 

Sectorul 

Potenţialul mediu de 

economii de energie, estimat 

ca procent din consum 

(%) 

Valori maximale pentru 

potenţialul de economii de 

energie 

(mii tep/an) 

Industrie 13,0 1590 

Rezidenţial 41,5 3600 

Transport şi comunicaţii 31,5 1390 

Terţiar 14,0 243 

Total 100,0 6823 

Sursa: Strategia Energetică a României pentru perioada 2007-2020. 

În primul rând, sectorul industrial, care este considerat un sector cu un 

important potenţial de economisire. Principalul instrument identificat printr-un 

studiu SAVE („Scheme şi măsuri pentru implementarea în România a unor 

acorduri pe termen lung specifice pentru industrie”), desfăşurat în perioada 2000- 

2001, a fost identificat ca fiind acordurile voluntare, ca unul dintre cele mai 

eficiente instrumente pentru a obţine angajarea industriei în creşterea eficienţei 

energetice. Conform PNAEE, un impact important se poate obţine, de asemenea, 

prin activităţi de management energetic, însoţite de investiţii în echipamente de 

măsură şi control privind consumul de energie [42]. 

Pentru sectorul transporturilor măsurile de economisire a energiei se referă 

la promovarea utilizării biocarburanţilor, dar şi la modernizări ale trenurilor de 

călători şi de marfă şi a metroului. Pe de o parte, biocarburanţii nu sunt în sine o 

măsură de eficienţă energetică, ci una direct de reducere a emisiilor de CO 2 , iar 

ţintele legate de biocarburanţi constituie obiectul Directivei 2009/28/CE, fiind 

tratate în capitolul de surse regenerabile. În schimb, modernizarea parcului de 

transport terestru, ca şi o regândire a managementului traficului pot constitui 

măsuri eficiente. 

În sectorul rezidenţial, programul de reabilitare termică a clădirilor multietajate 

va continua şi va crea economii de energie şi de reducere a costurilor 

pentru populaţie. După cum s-a arătat mai sus, în întreaga Uniune Europeană 

sectorul rezidenţial are cel mai mare potenţial de reducere a emisiilor de gaze cu 

efect de seră, iar în România, rezolvarea problemelor legate de vechile blocuri de 

apartamente are puternice conotaţii sociale. De asemenea, introducerea


certificatului de performanţă energetică, începând din anul 2007, pentru clădirile 

publice şi pentru cele nou construite, iar începând din anul 2010, şi pentru 

locuinţele unifamiliale şi apartamentele din blocurile de locuinţe existente care 

sunt vândute sau închiriate constituie un instrument puternic în favoarea 

îmbunătăţirii performanţelor energetice ale parcului rezidenţial. 

Măsurile primului Plan de Acţiune sunt încă valabile însă unele dintre ele 

ar trebui augmentate sau lărgite. De exemplu, România şi-a îmbunătăţit schema de 

finanţare a modernizărilor termice a clădirilor ajungând la o structură convenabilă 

pentru proprietarii de apartamente doritori de a le reabilita termic şi a lansat un 

program naţional încă din 2007 a cărei structură a fost concepută iniţial conform 

schemei simple: 50% – Ministerul Dezvoltării Regionale şi Locuinţei, 30% – 

autorităţile locale şi 20% – asociaţiile de locatari. Structura iniţiala s-a diversificat 

în timp, fiind diferenţiată în funcţie de autoritatea locala implicată. 

Pe lângă măsurile sectoriale şi transsectoriale discutate în Planul de 

Acţiune, autorii consideră că ar mai trebui luate în considerare şi altele, în 

coerenţă cu noua Directivă de servicii energetice (EE şi cogenerare): 

Stabilirea unei scheme de certificate „albe” conformă cu cea din ţări cu 

experienţă (de ex. Franţa) care să impună cote de reducere a consumului la clienţi 

prin acţiuni realizate de către furnizorii şi distribuitorii de energie. O asemenea 

schemă presupune înfiinţarea unei pieţe specifice de astfel de certificate, iar 

România are deja un operator de piaţă experimentat care are platforme de 

tranzacţionare pentru astfel de pieţe (utilizate la comercializarea certificatelor 

verzi). 

Un Program cu ţinte anuale precise pentru modernizarea energetică a 

clădirilor guvernamentale. Noua Directivă va impune o rată anuală de 

modernizare pentru minim 3% din suprafaţa clădirilor publice, deci bugetele 

autorităţilor locale şi a celor centrale trebuie să cuprindă fondurile necesare. 

Dezvoltarea unui cadru favorabil pentru extinderea activităţii 

companiilor de servicii energetice (ESCO), ca şi îmbunătăţirea mediului legal care 

să permită municipalităţilor să folosească aceste servicii. 

Găsirea unor scheme financiare inovatoare care să convertească 

economiile de energie (mai ales în cazul autorităţilor centrale şi locale unde apar 

dificultăţi suplimentare) în flux monetar, luând în considerare variaţia bugetului 

de la an la an. 

Extinderea schemelor de etichetare pentru toate tipurile de aparate 

consumatoare de energie. 

67


4.2.5. Impactul recentei legislaţii europene privind eficienţa energetică 

asupra economiei româneşti 

După cum s-a mai arătat, Pachetul al treilea al pieţelor de electricitate şi 

gaze are influenţe instituţionale asupra întregului sector energetic. În schimb, 

Pachetul legislativ energie – schimbări climatice are influenţe directe asupra 

investiţiilor viitoare şi este important pentru obiectul prezentului studiu. Plecând 

de la constatarea că ţinta iniţială de eficientizare a utilizării energiei nu se poate 

realiza cu actualul cadru legislativ, noua propunere de Directivă de servicii 

energetice (ESD) care înlocuieşte Directiva 2006/32 este – inevitabil – mai 

ambiţioasă, deoarece impune o ţintă mai strânsă şi anume reducerea consumului 

de energie la nivelul Uniunii cu 20% faţă de aşa-numitul business-as-usual. 

După dezbateri lungi, la 13-14 iulie 2012, s-a ajuns la un compromis final 

asupra formei acestei Directive. Principalele previziuni ale Directivei sunt: 

a) în privinţa ţintelor: 

până în aprilie 2013, fiecare stat membru trebuie să-şi stabilească o ţintă 

indicativă pentru 2020; 

până în iunie 2014, Comisia Europeană trebuie să raporteze dacă aceste 

ţinte evaluate global va permite UE să atingă ţinta agregată; 

se stabileşte pentru prima dată această ţintă globală, ea fiind: 1.474 Mtoe 

pentru consumul de energie primară, respectiv 1.078 Mtoe pentru consumul final 

de energie; 

dacă ţinta finală nu se poate realiza din ţintele individuale ale statelor, 

Comisia Europeană va propune măsuri adiţionale. 

b) în privinţa rolului statului: 

statele membre trebuie să renoveze anual 3% din suprafaţa clădirilor 

guvernamentale; 

statele membre pot folosi veniturile obţinute din unităţile alocate de 

emisii (AAU) conform cu Decizia No. 406/2009/EC; 

c) în legătură cu schemele de obligaţii: 

în conformitate cu art. 6, fiecare stat membru trebuie să stabilească o 

schema de eficientizare energetică obligatorie; 

schema trebuie să asigure ca distribuitorii şi companiile care comercializează 

energie să realizeze economii la consumatori, astfel încât să se atingă ţinta 

până la 31 decembrie 2020; 

se stabileşte o ţintă anuală indicativă de minim 1,5%; 

statele membre pot stabili o schemă de certificate; 

68


d) în legătură cu serviciile energetice: 

statele membre trebuie să disemineze informaţii asupra contractelor de 

eficienţă energetică şi privind companiile de servicii energetice, încurajând 

dezvoltarea etichetării energetice; 

distribuitorii şi furnizorii de energie nu trebuie să împiedice dezvoltarea 

pieţelor de servicii energetice; 

e) privind monitorizarea şi raportarea: 

în fiecare an, statele membre trebuie să realizeze un raport ca parte a 

Planului Naţional de Acţiune pe trei ani; 

Comisia Europeană va monitoriza impactul noii Directive. 

În afara acestei directive şi a celor legate de utilizarea regenerabilelor, a 

colectării şi stocării CO 2 , pachetul va fi completat cu următoarele acte normative 

direct legate de eficientizarea consumului energetic: 

directiva asupra cerinţelor eficienţei energetice pentru cazane, frigidere şi 

balastul lămpilor fluorescente; 

directiva asupra etichetării sobelor electrice, aparatelor de aer 

condiţionat şi a altor aparate electrocasnice; 

reglementarea etichetării cu Steaua Energetică (Energy Star) pentru 

echipamentul de birou. Ele arată, de altfel, şi principalele direcţii considerate 

prioritare de Comisia Europeană. Directiva 2006/32/CE privind eficienţa 

consumului final de energie şi serviciile energetice a fost transpusă în legislaţia 

românească prin OUG 22/2008, dar celelalte acte normative, care sunt în faza de 

preparare, vor trebui adaptate. 

Pe de altă parte, realizarea economiilor de energie presupune costuri 

aferente în diversele sectoare unde se realizează aceste eforturi. Marele avantaj al 

măsurilor de eficienţă energetică îl constituie existenţa şi a unor categorii de 

măsuri de tip „fără costuri”, respectiv „cu costuri reduse”. Pentru celelalte măsuri, 

se consideră eficiente doar proiectele cu o rată internă de recuperare a investiţiei 

de cel puţin 15%. De aceea, este foarte riscant să avansăm o cifră privind 

investiţiile necesare pentru realizarea economiilor considerate mai sus, însă valori 

de 4-5 miliarde euro 2008, respectiv 6,4 miliarde euro 2012, avansate de lucrările 

[45], respectiv [46], pentru întreaga perioadă până în anul 2020 sunt plauzibile. O 

posibilă metodă de tip top-down pentru determinarea valorii acestor investiţii este 

prezentată în subcapitolul 8.2 al prezentului studiu. 

În esenţă, comparând cifrele economiilor şi ale investiţiilor, rezultă clar 

avantajul acestui tip de măsuri. De aceea, autorii prezentului studiu pledează 

pentru folosirea instrumentului eficienţei energetice pentru o mai bună utilizare a 

energiei în comparaţie cu investiţiile în noi capacităţi de producţie. Trebuie totuşi 

69


remarcat că şi investiţiile în noi capacităţi îşi găsesc locul, dar numai după ce 

cererea a fost redusă în mod economic prin măsuri de conservare a energiei. 

Aceasta este abordarea din prezenta lucrare, valorile investiţiilor necesare în 

sectorul energiei electrice bazându-se doar pe consumul considerat redus cu 20% 

prin măsurile de eficienţă. 

În concluzie, pentru a răspunde la întrebarea dacă investiţiile pentru 

modernizarea economiei sunt mai eficiente decât cele pentru capacităţi energetice 

considerăm că trebuie să fie clare următoarele lucruri: 

a) La ratele interne de recuperare a investiției admise în calcul 

(subcapitolul 8.2) pentru proiectele de eficienţă energetică (RIR > 12%), aceste 

investiţii sunt mai rentabile decât cele pentru noi capacităţi energetice; 

b) După reducerea cu 20% prin eficienţă energetică a cererii de energie 

până în 2020 faţă de tendinţa actuală, încă mai există un necesar important de noi 

capacităţi mai ales prin retragerea din exploatare a unităţilor a căror durată de 

viaţă este depăşită şi prin îndeplinirea obligaţiilor privind atingerea ţintei de 24% 

pentru sursele regenerabile; 

c) Acest necesar suplimentar este luat în considerare la calculul restului de 

investiţii (capitolul 6), astfel încât în studiu s-a calculat influenţa numai a acestor 

investiţii asupra dezvoltării economice a ţării şi asupra inflaţiei; 

d) Rezultă că este logic ca întâi să se realizeze investiţiile în eficienţă 

energetică şi apoi cele pentru noi capacităţi. Realitatea însă este alta din mai multe 

motive: 

eficienţa energetică nu se poate realiza decât printr-un număr foarte 

mare de proiecte de magnitudine restrânsă, dar într-un interval mare de timp; 

noile capacităţi se realizează prin proiecte intensive din punct de vedere 

al capitalului, cu scheme complicate de finanţare, cu garanţii specifice, deci 

solicită durate şi mai mari de realizare; 

noile capacităţi de producere a energiei se vor realiza numai prin 

tehnologii mai eficiente, deci şi ele pot fi considerate ca proiecte de eficienţă 

energetică; 

de aceea, nu se poate face o înseriere, iar cele două tipuri de investiţii 

trebuie realizate în paralel pe tot intervalul de timp luat în considerare. 

e) În concluzie, concurenţa între cele două tipuri de proiecte nu este total 

justificată şi se dovedeşte în unele cazuri nerealistă, iar întrebarea nu poate avea 

decât acest răspuns complex. Acesta este şi motivul pentru care în prezentul 

studiu s-au făcut ipoteze cât mai realiste (după părerea autorilor) privind 

eşalonarea investiţiilor pentru noile capacităţi pe tot intervalul de timp până în 

anul 2020. Similar, sunt eşalonate şi proiectele de eficientizare (a se vedea 

subcapitolul 8.1). 

70


4.3. Comparaţii calitative cu câteva state membre ale UE 

4.3.1. Politici investiţionale în sectoarele energiei din statele membre 

ale UE. Comparaţie calitativă cu România 

Politicile comune la nivelul Uniunii Europene, derivate din pachetele 

legislative ale pieţelor de energie electrică şi gaze, respectiv energie – schimbări 

climatice, uniformizează obiectivele de dezvoltare ale sectoarelor energie ale 

statelor membre prin stabilirea unor ţinte comune (a se vedea, de ex. Comunicarea 

Comisiei către Parlamentul European COM (2011) „O Europă eficientă din 

punctul de vedere al utilizării resurselor”, cunoscută şi drept Strategia Europa 

2020). Conform acesteia, crearea cadrului de politici presupune: consolidarea 

siguranţei necesare investiţiilor şi inovărilor, crearea unui acord privind viziunea 

pe termen lung şi garantarea faptului că toate politicile relevante integrează, 

echilibrat, utilizarea eficientă a resurselor. 

Cu toate acestea, situaţia de plecare a acestor state, ca şi potențialul şi 

structura sistemelor lor energetice fac ca prioritățile de dezvoltare şi – implicit – 

politicile investiţionale să fie diferite. În plus, gradul de acoperire cu resurse 

interne şi – implicit – gradul de dependenţă de importuri. România este în acest 

sens favorizată, lucru care se vede şi din figura nr. 4.3. 

Figura nr. 4.3. Raport între importul net şi consumul intern brut plus rezerve [49] 

60% 

50% 

40% 

30% 

20% 

10% 

0% 

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 

EU 27 

Romania 

Sursa: AIE. 

Însă la o analiză atentă se poate constata că există similitudini între unele 

dintre ele, iar România nu face excepţie. 

Trebuie remarcat că respectiva comparaţie poate fi făcută doar calitativ, 

deoarece adevăratele valori ale investiţiilor nu sunt dezvăluite din motive legate 

de confidenţialitatea unor cifre, mai ales din proiectele investiţionale private. De 

71


altfel, la momentul realizării prezentului studiu, chiar Comisia Europeană încearcă 

să promoveze un act normativ care să impună statelor membre obligativitatea 

raportării anuale a acestor investiţii din sectorul energetic şi – în acest fel – să 

permită Comisiei o monitorizare superioară şi o urmărire mai strânsă a 

obiectivelor din acest sector în perspectiva realizării unei politici energetice 

comune. În acest moment, propunerea se află la Parlamentul European, unde 

există păreri pro şi contra, inclusiv din partea unor europarlamentari români. Chiar 

în cazul aprobării de către Parlamentul European a actului legislativ respectiv, 

datele vor fi confidenţiale şi vor fi prelucrate doar de către Comisie şi nu de 

public. De aceea, în cadrul prezentului studiu propunem o analiză calitativă şi nu 

cantitativă a politicilor investiţionale în ţările europene. 

În Strategia Europa 2020, se specifică principalele căi de urmat pentru 

atingerea obiectivelor, căi care practic definesc direcţiile investiţionale prioritare, 

și anume: 

creşterea eficienţei energetice (atât la nivel de consum, cât şi la nivelul 

producerii de energie); 

dezvoltarea surselor regenerabile de energie; 

creşterea ponderii gazelor naturale; 

utilizarea cărbunelui „curat” prin tehnologiile de captare şi stocare a 

CO 2 şi a altor tehnologii emergente; 

utilizarea energiei nucleare. 

Problematica eficienţei energetice este tratată în subcapitolul 4.2, iar în 

capitolul 2 se face o comparaţie între intensităţile energetice ale diferitelor State 

Membre faţă de România (tabelele nr. 2.8 şi nr. 2.9). 

În privinţa dezvoltării surselor regenerabile de energie, lucrarea [50] 

prezintă o comparaţie între gradul mediu de utilizare în producerea de energie 

electrică în UE-27 faţă de România (figura nr. 4.4), iar lucrarea [51] face o 

anchetă a tipului de tehnologii preferate de investitorii europeni în proiecte de 

utilizare a surselor regenerabile. Rezultă că cele mai atractive proiecte de investiţii 

energetice la nivelul Uniunii Europene sunt pentru următoarele tehnologii 

(procentajele însumate exced 100% pentru că repondenţii au putut specifica mai 

multe variante simultan): i) fotovoltaice (42% dintre repondenți plasează aceste 

proiecte drept prioritare); ii) proiecte eoliene (36%), respectiv iii) eficienţa 

energetică (32%). Urmează biomasă/biogaz (19%), geotermal (6%), hidro (4%) şi 

altele. 

În perspectivă, până la orizontul 2020, peste jumătate dintre repondenţi au 

declarat că portofoliul lor de proiecte este dedicat regenerabilelor [51], ceea ce 

72


arată că tendinţa este clar în favoarea acestui tip de investiţii. Ţintele pachetului 

legislativ energie–schimbări climatice şi instrumentele de sprijin ale acestor 

tehnologii (feed-in-tariff sau certificatele verzi) reprezintă motoarele pentru aceste 

decizii. România nu face excepţie de la acest lucru, ba chiar se pare că sprijinul 

dat prin numărul mare de certificate este prea generos, ceea ce poate duce la o 

reevaluare a acestui număr pentru a se evita supracompensarea. 

Figura nr. 4.4. Energia electrică din surse regenerabile ca procentaj din energia 

electrică produsă 

40% 

35% 

30% 

25% 

20% 

15% 

10% 

5% 

0% 

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 

Sursa: AIE. 

EU 27 

Romania 

În ceea ce priveşte utilizarea gazului natural, trecerea după 2013 spre 

eliminarea graduală a alocărilor gratuite de emisii de gaze cu efect de seră pentru 

instalaţii mari de ardere conform schemei ETS defineşte o tendinţă de înlocuire a 

lignitului şi cărbunelui cu gazul natural datorată avantajului acestui combustibil în 

ceea ce priveşte impactul asupra mediului. Această tendinţă este frânată de două 

aspecte: creşterea sigură a preţului şi depletarea rezervelor la nivelul Uniunii, 

lucru întâlnit şi în cazul României. 

Dintre noile tehnologii, cele de captare şi stocare a CO 2 (care presupun 

prevenirea eliminării în atmosfera a unei mari cantităţi de CO 2 din arderea 

combustibililor fosili în centrale termoelectrice sau din alte instalaţii de ardere, 

transportarea acestuia şi stocarea lui în formaţiuni geologice) par cele mai 

interesante, însă au şi câteva dificultăţi în aplicare. Dintre acestea cele mai vizibile 

sunt: tehnologia – deşi este aplicată în câteva proiecte demonstrative din 

Norvegia, Algeria, Statele Unite şi Canada, ca şi proiecte de viitor din Uniunea 

Europeană – este încă imatură şi de aceea greu de finanţat, este foarte scumpă şi 

73


dificil de asigurat. Există şi în România un proiect de acest tip pentru unul din 

grupurile reabilitate ale centralei Turceni. 

O altă tehnologie emergentă o reprezintă cea a reţelelor inteligente (smart 

grids) – un nou concept care încearcă să răspundă provocărilor şi oportunităţilor 

crescute, aducând beneficii tuturor utilizatorilor reţelelor. Reţelele inteligente se 

bazează pe o abordare mai prietenoasă faţă de consumatori, pe o largă integrare a 

surselor regenerabile şi pe generarea distribuită. În acest scop, o reţea inteligentă 

este o reţea electrică care poate integra inteligent acţiunile tuturor utilizatorilor 

conectați la ea: generatori, consumatori şi cei cu dublu rol, în scopul asigurării 

alimentării sustenabile, economică şi sigură a energiei electrice. La nivel 

european, Comisia a dezvoltat o „Platformă Tehnologică Europeană pentru 

Reţelele Electrice ale Viitorului”, dar se recunoaşte faptul că Uniunea are de 

recuperat un handicap tehnologic faţă de Statele Unite. În România s-a constituit o 

comisie ministerială dedicată acestui subiect, însă progresele sunt încă modeste, 

deci investiţiile substanţiale în acest tip de tehnologie, deşi sunt necesare, mai au 

de aşteptat. 

Programele nucleare ale ţărilor comunitare au avut de suferit în urma 

incidentului de la Fukushima. State importante cum ar fi Germania şi Austria 

practic si-au stopat programele proprii şi au trecut la înlocuirea capacităţilor 

energetice învechite (inclusiv a celor nucleare) prin extinderea utilizării surselor 

regenerabile. În schimb, altele ca Franţa, Cehia sau Bulgaria îşi continuă 

programele nucleare. România face parte din acest grup, iar programul energetic 

nuclear al României este prezentat în prezentul studiu în capitolul 7. Este de 

remarcat că în documentele de discuţie postate pe site-urile ministerului de resort, 

se ia în considerare nu numai continuarea actualului program legat de finalizarea 

unităţilor din Cernavodă, ci chiar extinderea lui prin analizarea posibilităţii 

folosirii unei noi filiere. 

4.3.2. Analiza calitativă a politicilor investiţionale 

din unele State Membre în comparaţie cu România 

Pentru această comparaţie s-au luat în considerare câteva state membre a 

căror structură de producţie şi consum, dar mai ales politici de dezvoltare ale 

sectorului energiei au similitudini cu România. În acest scop, studiul s-a oprit la 

Republica Cehă, Bulgaria şi Marea Britanie. Datele de bază ale balanţelor 

energetice sunt preluate din statistica Agenţiei Internaţionale pentru Energie de la 

Paris considerate pentru acelaşi an (2009) şi prelucrate pentru a se putea face 

comparaţiile dorite. 

74

Republica Cehă 


Republica Cehă are o structură a resurselor energetice bazate pe cărbune 

indigen (este net exportator), nuclear, regenerabile (în special biomasă) şi foarte 

puţine hidrocarburi şi surse hidro. Situaţia producţiei de surse energetice primare 

este prezentată în tabelul nr. 4.3. 

Tabelul nr. 4.3. Producţia de energie primară a Cehiei (2009) 

Producţie 

Fizică 

(ktep) 

Procentuală 

(%) 

Cărbune 20853 66,84 

Ţiţei 275 0,89 

Produse petroliere 0 0 

Gaze naturale 146 0,46 

Nuclear 7114 22,80 

Hidro 209 0,67 

Alte regenerabile 2577 8,26 

Căldura 25 0,08 

Total 31199 100 

Sursa: date ale Agenţiei Internaţionale pentru Energie (AIE) prelucrate. 

Strategia de dezvoltare până în 2020 dezvăluie şi intenţiile privind 

investiţiile în sector. Plecând de la realitatea că cel mai important component al 

mixtului de surse primare este cărbunele, un puternic poluant, principala direcţie o 

reprezintă creşterea ponderii de combustibili „mai curaţi”, pentru că ţara ţinteşte 

descreşterea emisiilor de CO 2 echivalent cu 35% până în 2020 şi cu circa 50% 

până în 2050. Componenta nucleară se preconizează să aibă o ţintă de creştere 

până la 25% în 2050, iar regenerabilele vor creşte la nivelul aceluiaşi an la o 

pondere de 15%. Este interesant – şi trebuie reţinut acest lucru – că, deşi preţul lui 

va creşte permanent, gazul natural îşi va creşte ponderea până la circa 15% în 

acelaşi interval. Cea mai importantă unitate va fi un ciclu mixt abur-gaze de 800 

MW în zona centrală a Boemiei şi va fi realizată de CEZ. Această tendinţă este 

oarecum contrarie tendinţei altor ţări din zona Central şi Est Europeană care 

încearcă o scădere a dependenţei faţă de importurile din Federaţia Rusă, dar este 

similară României care are de curând o nouă centrală cu acelaşi tip de ciclu şi de 

capacitate similară (860 MW) folosind gazul natural. 

În urma acestor schimbări, ponderea combustibililor solizi şi lichizi va 

scădea la 20%, respectiv 19% în 2050. În acelaşi timp, capacităţile nucleare se 

doreşte a fi crescute cu două noi unităţi la centrala Temelin. Această ultimă 

decizie este însă mult criticată de ţara vecină, Austria, care se opune dezvoltării de 

noi grupuri nucleare în vecinătate. 

75


În privinţa eficientizării utilizării energiei la consumator şi producător, aceasta 

rămâne o prioritate a ţării, ţinta de acţiune a Cehiei fiind în curs de redefinire conform 

prevederilor noii Directive pentru servicii energetice şi cogenerare. 

Bulgaria 

Bulgaria a fost aleasă pentru această comparație deoarece are o situaţie 

economică similară ţării noastre, are drept combustibil prioritar lignitul de putere 

calorică mică, ca şi România, are program nuclear şi încearcă să îşi mărească 

ponderea surselor regenerabile, conform angajamentelor pachetului legislativ 

energie-schimbări climatice. 

În tabelul nr. 4.4 se prezintă producţia de surse primare de energie, 

conform statisticilor AIE pentru acelaşi an de referinţă 2009. 

Tabelul nr. 4.4. Date privind producţia de surse primare în Bulgaria (2009) 

Producţie 

Fizică 

(ktep) 

Procentuală 

(%) 

Cărbune 4598 46,79 

Ţiţei 24 0,24 

Produse petroliere 0 0 


Nuclear 3999 40,70 

Hidro 298 3,03 


Căldură 42 0,45 

Total 9825 100 

Sursa: Date statistice AIE prelucrate. 

Conform Strategiei energetice a Bulgariei (2009-2020) [52], direcţia 

sectorului energetic al ţării este clar îndreptată către o dezvoltare mai prietenoasă 

pentru mediu, „în mod specific spre reducerea de emisii de gaze cu efect de seră”. 

Se consideră că acest lucru se poate realiza prin: i) folosirea unei cantităţi mai 

mici de energie, „ceea ce înseamnă o eficienţă energetică îmbunătăţită în 

producerea şi consumul de energie”; ii) folosirea de energie „mai curată”, ceea ce 

înseamnă un mixt îmbunătăţit de combustibil prin creşterea ponderii surselor cu 

mai puţin carbon şi iii) accelerarea progresului tehnologic, inclusiv introducerea 

noilor tehnologii de „cărbune curat”, ceea ce va contribui şi la limitarea 

dependenţei Uniunii de importuri. 

Ca ţinte privind emisiile de gaze cu efect de seră, Bulgaria este foarte 

aproape de România: ambele ţări au ţinta de -21% pentru ETS, în timp ce Bulgaria 

are +20% pentru non-ETS, respectiv România a negociat o limită de +19%. 

76


Deciziile strategice de dezvoltare ale Bulgariei sunt grupate în două pachete: 

1) pachetul Bridging the gap, respectiv 2) Pachetul Realizing the potential. 

Primul dintre aceste pachete are ambiţia să reducă decalajul ţării faţă de ţările 

dezvoltate ale Uniunii prin trei seturi de politici, care atrag investiţiile 

corespunzătoare: eficienţa mai mare în generare, transport şi consum al energiei, prin 

dezvoltarea pieţelor de energie şi prin management performant. Ţinta de eficienţă 

energetică este deosebit de ambiţioasă: reducerea cu 50% a intensităţii energetice 

până în 2020 faţă de 2005, făcând în acest fel economii de circa 22 Mtep/an şi 

reducând dependenţa de importuri, în timp ce ţinta naţională de utilizare a 

regenerabilelor este pentru 2020 de 16% din totalul consumului brut de energie. Ca 

măsură adiacentă şi similară României, Bulgaria îşi propune rezolvarea problemei 

„sărăciei energetice” pentru păturile vulnerabile ale populaţiei. 

Pachetul Realizing the potential încearcă să folosească potenţialul de 

resurse autohtone şi cel geostrategic al poziţiei Bulgariei. În legătură cu primul, se 

doreşte participarea la mari proiecte comune nucleare şi de regenerabile, în timp 

ce poziţia geografică ca ţară de tranzit între sursele de hidrocarburi din zona 

Caspică şi Europa Centrală poate fi folosită pentru realizarea marilor oleo-, 

respectiv gazoducte. Strategia vorbeşte – în acest sens – de dorinţa de a realiza din 

Bulgaria un energy hub pentru Europa Centrală şi de Est. Este interesant că aceste 

dorinţe se găsesc de-a lungul anilor şi în strategiile energetice româneşti. 

Marea Britanie 

Marea Britanie a fost aleasă din motive legate de structura surselor primare 

de energie şi pentru că este una din ţările dezvoltate care urmăreşte cu tenacitate 

realizarea ţintelor autoimpuse privind regenerabilele şi eficienţa energetică. 

Ca tendinţe, dintre sursele autohtone de energie, cărbunele şi-a diminuat 

tradiţionala importanţă încă din anii ’90 şi îşi scade în continuare ponderea în 

balanţa energetică a ţării din motive legate de eficienţa economică, dar mai ales de 

necesitatea de a înlătura problemele legate de emisiile de oxizi de sulf şi carbon. 

Hidrocarburile – mai ales cele gazoase – au constituit forţa motrice a dezvoltării 

sectorului (fenomen cunoscut sub sloganul Dash for Gas) ceea ce a dus la un 

boom al centralelor electrice folosind acest combustibil. 

Odată cu scăderea semnificativă a rezervelor din Marea Nordului, similar 

situaţiei rezervelor României, Marea Britanie se îndreaptă spre investiţii în 

interconexiuni (în mod special cu Norvegia) şi facilităţi de stocare a gazului 

natural. La nivelul anului 2021, se pare că producţia autohtonă de gaz din Marea 

Nordului se va reduce la 25% faţă de valoarea din 2005. 

77


Tabelul nr. 4.5. Producţia de surse primare de energie în Marea Britanie (2009) 

Producţie 

Fizică 

(ktep) 

Procentuală 

(%) 

Cărbune 10705 6,74 

Ţiţei 70898 44,61 


Nuclear 18007 11,33 

Hidro 453 0,28 


Căldură 0 0 

Total 158912 100 

Sursa: Date statistice AIE prelucrate. 

Energia nucleară joacă un rol important în economia britanică. O serie de 

companii străine şi-au exprimat intenţia de a construi noi capacităţi nucleare în 

Marea Britanie: E.ON, RWE, EdF şi Centrica. Însă, după incidentul de la 

Fukushima, o parte dintre ele s-au retras, făcând viitorul energeticii nucleare din 

UK destul de neclar. Cu toate acestea, guvernul Marii Britanii şi-a menţinut 

interesul pentru acest tip de investiţii, dar anumite regiuni, cum ar fi Scoţia, au 

instituit un embargou nuclear pe teritoriul lor. 

Sursele regenerabile au început să fie considerate de pe la mijlocul anilor ’90, 

ajungând ca energia electrică produsă de ele să atingă 6,7% din totalul electricităţii, 

iar în 2011 circa 9,6%. În cadrul acestora, aportul electricităţii eoliene a fost de 37% 

(capacitate instalată 5,7 GW, Marea Britanie fiind a opta producătoare de electricitate 

pe bază de vânt din lume), al biomasei de 22%, hidro de 21%, iar biogazul a acoperit 

20%. Ţinta naţională privind producerea de electricitate din regenerabile pentru 2020 

este de 20% , în timp ce Scoţia – campioana promovării regenerabilelor – şi-a fixat 

singură o ţintă de 80% pentru acelaşi an. În privinţa eficienţei energetice, Marea 

Britanie se bazează, conform „Planului de Acţiune în EE” dezvoltat de 

Departamentul pentru Mediu, Hrană şi Dezvoltare Rurală în 2007 DEFRA [54]), pe 

măsurile specifice acestora deoarece poate: „rezolva problemele de schimbări 

climatice prin reducerea emisiilor de dioxid de carbon” şi „asigură energie curată, 

acceptabilă ca preţ şi sigură”. În respectivul plan de acţiune, pe primul loc se situează 

măsurile pentru sectorul rezidenţial (atât clădirile în sine, cât şi aparatura 

consumatoare de energie din clădiri), urmând apoi sectoarele acoperite de schema 

ETS, transporturile şi cel public. 

În esenţă, se observă că şi o ţară dezvoltată ca Marea Britanie şi cu o 

structură solidă a sistemului energetic îşi îndreaptă atenţia – sub presiunea 

provocărilor pachetelor legislative de la nivelul Uniunii – asupra aceloraşi soluţii: 

regenerabile, eficienţa energetică şi program nuclear, politica investiţională 

urmând aceste direcţii prioritare. 

78


5. PROGNOZA ENERGETICĂ ÎN ROMÂNIA 

PENTRU PERIOADA 2012-2025 

Consumul de energie al ţării este strâns legat de nivelul de dezvoltare 

economico-socială. În consecinţă, pentru evaluarea consumului total de energie în 

perioada de 2012-2025 se au în vedere evoluţiile principalilor indicatori 

macroeconomici şi demografici: 

• produsul intern brut (PIB); 

• evoluţia demografică (populaţia totală); 

• elasticitatea între creşterea PIB şi creşterea consumului intern de energie 

primară (CIEP). 

Trebuie subliniat faptul că scenariile pe 20 de ani şi mai mult, au o doză 

mare de incertitudine datorită evoluţiei pieţelor şi preţurilor produselor diferitelor 

sectoare economice, a evoluţiei rapide în domeniul informatic, a evoluţiei 

tehnologiilor, al schimbărilor climatice şi a stilului de viaţă. Scenariile nu sunt 

considerate prognoze propriu-zise ci proiecţii posibile în viitor, dar sunt singurele 

instrumente de analiză în condiţiile incertitudinilor cu care poate fi estimată o 

evoluţie viitoare într-un anumit domeniu. Pentru a realiza proiecţii pe termen lung 

în cadrul acestor scenarii trebuie să se ţină seama de realizarea pe termen lung a 

stabilităţii economice, continuarea activă a măsurilor de protecţie a mediului, 

asigurarea unei bune funcţionări a pieţelor de energie electrică şi gaze naturale, 

susţinerea cercetării, dezvoltarea producţiei de noi tehnologii pe tot lanţul 

energetic şi în domeniul protecţiei mediului. 

5.1. Premise calitative avute în vedere pentru fundamentarea 

scenariului de dezvoltare macroeconomică şi energetică 

pentru următorii 20-25 de ani 

• Economia mondială, inclusiv comerţul internaţional, îşi revine din 

recesiune, dar lent. 

• Economia românească este, de asemenea, implicată în acest proces. Cu 

toate acestea, consecinţele crizei se resorb lent, continuând să exercite o influenţă 

care nu poate fi neglijată, mai ales în prima parte a acestei perioade (sunt afectate 

formarea brută de capital fix, productivitatea totală a factorilor, şomajul). 

79


• Politica bugetară este dominată de imperativul de a comprima deficitul 

public la niveluri sustenabile (compatibile cu standardele cerute de integrarea în 

zona euro). 

• Pe parcursul întregii perioade, România va beneficia de fondurile 

structurale provenite de la Uniunea Europeană. 

80 

5.2. Principalele caracteristici ale scenariului adoptat 

Principalele caracteristici ale scenariului sunt: 

• economia reală depăşeşte faza de recesiune, dar treptat şi lent. Numai 

după 2015, ritmul de creştere al produsului intern brut, exprimat în preţuri 

constante depăşeşte puţin 3,5%; 

• creşterea economică este susţinută fie prin absorbţie pe piaţa internă (în 

special de investiţii) sau prin revenirea modestă a exporturilor; 

• rata şomajului rămâne relativ ridicată în 2012-2013, după care tinde să 

scadă o dată cu revenirea producţiei; 

• deficitul balanţei comerciale nu depăşeşte pe întreaga perioadă limite de 

nesuportat; 

• datorită politicii BNR şi îmbunătăţirii performanţelor economiei 

româneşti, cursul de schimb real se menține la un nivel care poate fi considerat 

acceptabil din punct de vedere al competitivităţii internaţionale; 

• scăderea deficitului bugetului public, care în cele din urmă tinde să 

ajungă la standardele Uniunii Europene. 

Ritmurile de creştere ale PIB adoptate conduc la creşterea acestuia în 

perioada 2011-2020 de 1,32 (ritm mediu anual 3,1%), (anexa 1, tabelul nr. A.1.1). 

Evoluţia consumului intern de energie primară (CIEP) este 

determinată de evoluţia economică, respectiv a PIB, şi se poate realiza prin 

coeficientul de elasticitate – raportul ratelor anuale de creştere a CIEP şi PIB. 

Statele dezvoltate au realizat în perioada industrializării elasticităţi de 0,5-0,55 iar 

etapele post industrial valori de 0,1-0,3. 

Pentru România, în prezent, putem considera o elasticitate de 0,52 care 

treptat se va reduce la 0,45 în 2020 ca urmare a măsurilor de creştere a eficienţei 

proceselor şi de economisire a energiei ce decurg şi din directivele în domeniu ale 

Uniunii Europene. (anexa 1, tabelele nr. A.1.1 şi nr. A.2.1) 

În cadrul scenariului adoptat , PIB în preţuri constante, creşte de la 131,3 

mld. euro (2008), în 2011 la 173,8 mld. euro, în 2020. 

CIEP creşte de la 35,27 mil. tep, în 2011 la 40,39 mil. tep, în 2020.


Conform Pachetului legislativ Energie–Mediu al UE una din ţintele stabilite 

pentru ţările Uniunii este reducerea consumului intern de energie primară cu 20% 

faţă de cele anunţate anterior- pentru România valoarea stabilită în Strategia 

sectorului energetic 2007-2020, aprobată prin hotărâre de guvern în 2007. 

În cadrul scenariului adoptat s-a elaborat şi o variantă a evoluţiei CIEP cu 

încadrarea în ţinta propusă de UE. (anexa 1, tabelul nr. A.1.1.) 

Structura CIEP ţine seama de realizările recente şi de evoluţia posibilă a 

aportului diferitelor resurse de energie primară. (anexa 1, tabelele nr. A.1.2.1 şi 

nr. A.1.2.2). 

5.3. Ipotezele adoptate în perioada analizată pentru evaluarea 

structurii CIEP 

Ipotezele adoptate în perioada analizată pentru evaluarea structurii CIEP 

sunt (anexa 1, tabelele nr. A.1.2.1 şi nr. A.1.2.2): 

- lignitul reprezintă în prezent principala resursă de energie primară 

fosilă de care dispune România şi sunt condiţii pentru menţinerea în condiţii 

economice a unei producţii echivalente de circa 5,3 mil. tep în următorii 30-40 de 

ani, şi va fi utilizată în principal pentru producerea energiei electrice; 

- consumul de huilă pentru producerea energiei electrice va scădea 

treptat la circa 50% până în 2020 datorită obligativităţii eliminării subvenţiilor 

până în 2018 şi menţineri în funcţiune numai a capacităţilor de producţie 

profitabile; 

- participarea producţiei de energie hidroelectrica la acoperirea CIEP 

este în conformitate cu planul de amenajare a potenţialului hidroenergetic naţional 

elaborat de SC HIDROELECTRICA SA în anul 2011. Conform acestui program 

gradul de amenajare a potenţialului hidroenergetic va atinge 59,37% în anul 2020 

şi 62,77% în anul 2025; 

- realizarea (comercială) a unităţilor nr. 3 şi nr. 4 la Centrala nuclearoelectrică 

de la Cernavodă în etapa 2020-2025; 

- aportul surselor regenerabile de energie (SRE) se consideră în 

conformitate cu Planul National de Amenajare a Energiilor Regenerabile 

(PNAER) aprobat de MECMA în 2011; 

- consumul intern de ţiţei şi produse petroliere creşte cu circa 1,5%/an ca 

urmare a creșterii mobilității (mărfuri şi persoane) în urma construirii de 

autostrăzi şi a creşterii parcului auto; 

- închiderea balanţei se va face pe gaze naturale, acestea asigurând 

eficienţă şi impact redus asupra mediului. 

81


5.4. Producţia de energie primară în România 

în perioada 2011-2020 

Conform scenariilor analizate, se are în vedere mărimea rezervelor 

exploatabile cunoscute în prezent, producţiile realizate până în anul 2011 precum 

şi dinamica producţiilor anuale având în vedere orizontul de exploatare, declinul 

producţiei şi rata de înlocuire a rezervelor exploatate. (anexa 1, tabelele 

nr. A.1.3.1 și nr. A.1.3.2). 

Pentru ţiţei producţia scade constant cu 3-5% pe an, respectiv 4-6% pentru 

gazele naturale, iar gradul de înlocuire a rezervelor exploatate este de 15-20% 

pentru ţiţei şi 15-30% pentru gaze naturale. 

Pentru gazele naturale s-a luat în considerare şi o variantă cu menţinerea 

producției până în anul 2018 la nivelul realizărilor din ultimii ani şi apoi o creştere 

semnificativă datorită noilor rezerve descoperite recent on şi off shore. 

Producţia de lignit se va menţine la un nivel economic de circa 30 mil. 

tone fizice (5,3 mil. tep) 

Rezervele naţionale de combustibil nuclear vor asigura funcţionarea 

unităţilor nr. 1 şi nr. 2 la CNE Cernavodă pe durata lor de viaţă. Continuarea 

programului nuclear se va face cu combustibil din import. 

Producţia de energie electrică a hidrocentralelor este în conformitate cu 

planul de amenajare a potenţialului hidroenergetic naţional şi reprezintă producţia 

în anul mediu hidrologic. Producţia de energie prin valorificarea SRE este cea 

evaluată în PNAER. 

Producţia de huilă se va reduce la circa 50% până în 2020, rămânând în 

funcţiune numai exploatările rentabile care un necesită subvenţii. 

Resursele energetice şi producţia acestora în România nu acoperă cererea de 

energie primară pentru consumul intern, ţara fiind dependentă de importurile de 

energie. Mărimea acestor importuri va depinde de evoluţia consumului, respectiv de 

dezvoltarea economică, de măsurile de eficienţă şi economisire adoptate şi, nu în 

ultimul rând, de descoperirea de noi rezerve de gaze naturale şi ţiţei. 

În scenariul cel mai favorabil, cu atingerea ţintei de 20% (puţin probabil) 

şi cu o producţie de gaze naturale stabile şi apoi în creştere importurile la nivelul 

anilor 2020-2025 se reduc la 25,5%. (anexa 1, tabelul nr. A.1.4.1). 

În scenariul cel mai defavorabil, cu producţia de ţiţei şi gaze naturale în 

declin continuu şi fără atingerea ţintei de reducere a consumului cu 20% până în 

2020, în acest an importurile de energie vor reprezenta circa 43% din consumul 

intern de energie, iar în 2025, 50%. (anexa 1, tabelul nr. A.1.4.3.). 

82


Elementul nou în structura purtătorilor primari de energie îl reprezintă 

creşterea ponderii surselor regenerabile. Întrucât participarea acestora este impusă 

ca traiectorie de obligaţiile României faţă de UE, iar Planul Naţional de Acţiune 

pentru Regenerabile (PNAER), propus de ţara noastră în 2010, a fost considerat 

realistic şi a devenit obligatoriu, în prezentul studiu s-a lucrat cu valorile de acolo 

pentru toate scenariile considerate (tabelul nr. 5.1). Structura pe sectoare este dată 

în anexa 13 [1]. 

Tabelul nr. 5.1. Producţia de energie din regenerabile (mii tep) 

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2025 

RES 26 56 200 400 700 1085 1150 1200 1300 1400 1500 1650 

5.5. Dezvoltarea sectorului energetic 

Dezvoltarea sectorului energetic trebuie să asigure: 

- dezvoltarea economico-socială a ţării; 

- securitatea energetică; 

- aprovizionarea cu energie electrică la preţuri competitive; 

- protecţia mediului; 

- concordanţa cu politica energetică a UE. 

Actualul context economic, geopolitic şi distribuţia resurselor energetice la 

nivel global nu permite o dezvoltare durabilă bazată exclusiv pe ordinea de merit 

în analize tip least cost. 

În cazul României, trebuie avute în vedere în aceste analize şi condiţionări 

suplimentare care contribuie la: 

- diminuarea riscurilor; 

- securitatea în aprovizionare; 

- creşterea eficienţei energetice; 

- diminuarea impactului asupra mediului; 

- utilizarea cu prioritate a resurselor energetice fosile şi regenerabile de 

care dispune România, dar cu tehnologii cu eficienţă ridicată. 

În aceste condiţii analizele de optimizare a dezvoltării sectorului energiei 

relevă următoarele elemente prioritare: 

- utilizarea cu prioritate a resurselor energetice din ţară – în special a 

celor fosile – cărbune şi hidrocarburi, dar în capacităţi de prelucrare cu tehnologii 

de înaltă eficienţă; 

- continuarea amenajării potenţialului energetic naţional pentru 

producerea energiei electrice cât şi pentru utilizări complexe; 

- continuarea programului nuclear în condiţii de înaltă securitate; 

83


- utilizarea surselor regenerabile de energie în capacităţi eficiente, fără a 

afecta producţia agricolă destinată uzului uman şi animal domestic şi fără a afecta 

siguranţa sistemului electro-energetic (de centralele electrice eoliene); 

- diversificarea importurilor de energie primară (surse şi rute de 

transport) şi menţinerea dependenţei de aceste importuri la un nivel acceptabil 

(probabil 30-35%); 

- măsuri severe pentru protecţia mediului; 


care dispune România, dar cu tehnologii cu eficiență ridicată. 

Ca urmare, consumul, respectiv producţia de lignit indigen, se va menţine 

la nivelul actual cel puţin până la nivelul anului 2020. 

Producţia de huilă se va reduce treptat ca urmare a închiderii exploatărilor 

nerentabile şi a diminuării subvenţiilor, în conformitate cu reglementările UE. 

Odată cu producţia internă şi consumul va avea acelaşi trend. 

Consumul de ţiţei va creşte lent, odată cu creşterea mobilităţii şi a 

realizării unei infrastructuri adecvate (autostrăzi). 

Până în 2020 sunt şanse reduse a fi puse în funcţiune unităţile nr. 3 şi nr. 4 

la Centrala Nuclearoelectrica Cernavodă, care ar contribui la reducerea importului 

de resurse fosile de energie primară şi ar avea şi o contribuţie importantă la 

diminuarea emisiilor de CO 2 . 

Utilizarea surselor regenerabile de energie va avea un trend crescător, dar 

există riscul că, datorită reglementărilor actuale să se depăşească ţintă stabilită 

prin Planul Naţional de Acţiune în domeniul Energiilor Regenerabile şi care este 

în conformitate cu cerinţele de politică energetică ale UE. În această situaţie va 

crește nejustificat preţul energiei electrice la consumatorul final. 

Închiderea balanţei energetice se va face prin gaze naturale al căror 

consum va creşte treptat odată cu creşterea economică şi a consumului de energie. 

România va rămâne dependentă de importul de gaze naturale, mărimea acestui 

import fiind direct influenţată de măsurile de eficienţă energetică ce se vor lua, de 

începerea exploatării rezervelor de gaze descoperite recent, de aportul surselor 

regenerabile de energie şi de calendarul programului nuclear. 

84


6. INVESTIŢIILE NECESARE ÎN SECTORUL 

ENERGIEI ELECTRICE 

6.1. Ipoteze 

Se admite că evoluţia consumului intern de energie electrică va avea 

ritmuri anuale de creştere mai mari decât cele ale consumului de energie primară. 

Creşterea productivităţii se realizează prin electrificarea şi informatizarea 

proceselor de producţie. 

Având în vedere că în România balanţa energetică este dependentă de 

importurile de energie primară, iar eficienţa centralelor termoelectrice este 

scăzută, se consideră menţinerea soldului export-import în limita valorilor actuale. 

Rata de creştere anuală a consumului de energie electrică este inferioară 

ratei de creştere a PIB, elasticitatea ritmului energie electrică/PIB fiind cuprinsă 

între 0,6 şi 0,7, având în vedere că dezvoltarea economică necesită creşterea 

productivităţii care se realizează în principal prin electrificare şi informatizare. 

Ritmul de creştere anuală a consumului de energie electrică este mai mare 

faţă de cel al energiei primare, ceea ce arată creşterea ponderii energiei electrice 

faţă de utilizarea directă a celorlalţi purtători de energie. 

Elasticitatea creşterii energie electrică/energie primară este în medie 

cuprinsă între 1,5-1,6, respectiv creşterea consumului de energie electrică va fi 

mai rapidă decât a energiei primare, garanţia creşterii eficienţei şi a intensităţii 

utilizării energiei. 

6.2. Necesarul de putere nouă în Sistemul Electroenergetic 

Naţional (SEN) 

Necesarul de putere nouă a fi instalată în SEN în fiecare etapă de 

dezvoltare este determinat de: 

- retragerea din exploatare a acelor unități existente care au atins durata 

normată de funcţionare; 

- oprirea unor grupuri pentru retehnologizare; 

- creşterea consumului de energie şi putere electrică. 

85


Evoluţia totalului capacităţilor instalate în prezent va fi în continuă scădere 

datorită ieşirii din funcţiune a capacităţilor vechi şi neeconomice, la îndeplinirea 

duratei normate de exploatare a lor. 

La nivelul anului 2011 exista un excedent de capacitate netă disponibilă de 

circa 2.250 MW. Energia acestor capacităţi nu este competitivă pe piaţa de energie 

electrică, fiind grupuri vechi, cu performanțe reduse şi depăşite tehnic şi economic. 

Figura nr. 6.1. Total putere instalată în SEN, 2011 

Sursa: ANRE. 

Figura nr. 6.2. Producţia de energie electrică, 2011 

Sursa: ANRE. 

Aproximativ 80% din grupurile termoelectrice existente în prezent au fost 

instalate în perioada 1970-1980, aflându-se azi la limita duratei normate de 

exploatare, cu randamente de circa 30%. Aceste randamente reprezintă 65-70% 

din randamentele grupurilor moderne aflate în funcţiune în prezent în majoritatea 

ţărilor dezvoltate. 

86


Un program de retragere din funcţiune a grupurilor care până în anul 2020 

au atins sau vor atinge durata normată de exploatare, prezintă următoarele valori 

(tabelul nr. 6.1) 

Tabelul nr. 6.1. Puterea grupurilor care vor fi retrase din funcţiune între 2012 şi 2025, în MW 

Retrageri din funcţiune 2012-2015 2016-2020 2021-2025 

Putere instalată 3890 2620 2545 

Putere disponibila netă x) 2524 2328 2201 

x) Diferenţa dintre puterea instalată şi puterea disponibilă netă se datorează: 

- grupurilor în conservare; 

- grupurilor retrase din exploatare pentru retehnologizare; 

- reducerilor permanente de putere a unor grupuri; 

- consumului propriu al centralelor. 

În funcţie de starea tehnică şi performanţele unor grupuri din centralele 

termoelectrice, analizele tehnico-economice au justificat retehnologizarea unor 

grupuri de 330 MW pe lignit (grupurile 4 şi 5 de la centrala Turceni). De 

asemenea, este în curs retehnologizarea grupului 6 de la centrala Turceni, şi este 

planificată retehnologizarea grupului 6 de la centrala Rovinari). 

Puterea netă disponibilă în SEN trebuie să acopere puterea maximă cerută 

la vârful de sarcină respectiv consumul intern plus soldul export – import, precum 

şi necesarul de putere de rezervă (vezi anexa 2, tabelul nr. A.2.1). 

Puterea de rezervă în sistem este necesară pentru acoperirea următoarelor 

cerinţe: 

- reparaţii planificate şi neplanificate (după avarii); 

- rezerva pentru serviciile de sistem; 

- rezerva pentru reduceri temporare de putere. 

Pentru a se realiza acoperirea în siguranţa a cererii de putere şi energie 

electrică până în 2020-2025, în sistem trebuie să existe următoarele valori de 

putere netă (tabelul nr. 6.2). 

Tabelul nr. 6.2. Puteri nete necesare în sistem, în MW 

2010 

2011 2015 2020 2025 

(realizat) (date provizorii) 

Necesar de putere 

disponibilă netă 

14235 14608 15220 17100 18820 

În anii 2010 şi 2011 a existat un excedent de putere instalată în sistem, 

datorită amânării retragerii unor grupuri care au îndeplinit durata de exploatare 

normată, respectiv 2.500 MW în 2010 şi 2.250 MW în 2011 (grupul de 860 MW 

de la Petrom Brazi nu a fost disponibil). 

87


Dacă se aplică strict retragerea din funcţiune a capacităţilor care 

îndeplinesc durata normată de exploatare, în perioadele până în anul 2025, 

evoluţia puterilor existente în prezent va fi următoarea (tabelul nr. 6.3): 

Tabelul nr. 6.3. Evoluţia puterilor existente, în MW 

Existent în anul 2010 2010 2011 2015 2020 2025 

Puterea instalată 20189 21717 16629 14009 11464 

Putere disponibilă netă 16584 16733 14369 12041 9840 

Pentru a acoperi necesarul de putere în creştere, în condiţiile retragerilor 

din funcţiune a unor capacităţi existente, este necesară instalarea următoarelor 

capacităţi noi de producţie, care să acopere deficitul de putere în creştere 

(tabelul nr. 6.4): 

Tabelul nr. 6.4. Deficit şi necesar de putere, în MW 

2015 2020 2025 

Deficit de putere netă disponibilă -853 -5012 -8958 

Necesar de putere nouă instalată 910 5340 9530 

Rezultă că până în anul 2015 aplicarea programului de casări şi intrarea în 

funcţiune a grupului Petrom la Brazi de 860 MW va asigura necesarul de putere şi 

energie electrică în condiţii de siguranţă. 

Până în anul 2020 este necesar a se instala circa 4.400 MW în diverse 

tipuri de centrale electrice noi, valoare ce cuprinde şi reabilitarea celor două 

grupuri de 330 MW de la Turceni şi Rovinari. 

Puterea nouă instalată necesară pe etapele menţionate are următoarele 

destinaţii: 

1) menţinerea capacităţii de producţie de energie electrică corespunzătoare 

anului 2011, astfel (tabelul nr. 6.5): 

Tabelul nr. 6.5. Sporul necesar de putere, în MW 

2011 2015 2020 2025 Total 

2011-2025 

Putere netă 

14607- necesar 14369 12011 9840 

disponibilă 

(16733-existent) 

Deficit faţă de 

- -239 -2596 -4767 

2011 

Spor de putere 

nouă necesară 

260 2500 2300 5060 

88


2) asigurarea creşterii producţiei faţă de anul 2010 datorită creşterii 

consumului (tabelul nr. 6.6): 

Tabelul nr. 6.6. Asigurarea creşterii producţiei faţă de anul 2010 datorită creşterii 

consumului, în MW 

2011 2015 2020 2025 Total 

2011-2025 

Necesar de putere netă 

14610 15220 17100 18820 

disponibilă 

Spor de capacitate netă pe etapă - 610 1880 1720 

Putere noua instalată pe etapă - 650 2000 1830 4480 

Pentru a asigura acoperirea consumului la vârful anual de sarcină, este 

necesară instalarea de noi capacităţi de producţie a energiei electrice conform cu 

următorul program pe etape (tabelul nr. 6.7): 

Tabelul nr. 6.7. Instalarea de noi capacităţi de producţie a energiei electrice, în MW 

Total capacitate nou 

instalată pe etapă 

2011-2015 2016-2020 2021-2025 Total 

2011-2025 

910 4500 4130 9540 

În prezent sunt elaborate următoarele programe de instalare de capacităţi 

noi în diferite tipuri de centrale: 

a) programul privind continuarea amenajării potenţialului hidroenergetic 

naţional şi realizarea unei capacităţi de reglaj într-o centrală hidroelectrică 

cu acumulare prin pompaj (CHEAP Tarniţa). 

Acest program însumează pe etape realizarea următoarelor capacităţi în 

noi hidrocentrale, cu investiţiile corespunzătoare tabelul nr. 6.8. (anexa 2, tabelul 

nr. A.2.2). 

Tabelul nr. 6.8. Programul instalării puterilor noi şi investiţiile aferente 

2011-2015 2016-2020 2021-2025 Total 

2011-2025 

Total puteri noi MW 316 1184 266 1766 

Total investiţii Mil. euro 588 2249 1137 3974 

b) Program naţional de acţiune pentru energii regenerabile. 

Acest program este elaborat de Ministerul Economiei, Comerţului şi 

Mediului de Afaceri, conform cerinţelor UE de integrare a surselor de energie 

regenerabile (SRE) în producţia de energie electrică. 

89


Tabelul nr. 6.9. Programul Naţional de Acţiune în domeniul Energiilor Regenerabile 

UM 2011-2015 2016-2020 Total 2011-2020 

1.Centrale electrice eoliene x) 

Participare la vârf 

Investiţie totală 

MW 

MW 

Mil. euro 

2734 

0 

4641 

800 

0 

1359 

3534 

0 

6000 

2.Centrale fotovoltaice 



3.Centrale electrice pe 

biomasă 



MW 

MW 

Mil. euro 

MW 

148 

0 

370 

112 

0 

280 

MW 

Mil. euro 

380 

975 

164 

425 

x) în anul 2010 puterea instalată în centralele electrice eoliene a fost de 466 MW. 

402 

175 

260 

0 

650 

577 

544 

1400 

c) Programul nuclear 

Este în discuţie continuarea programului nuclear prin instalarea grupurilor 

3 şi 4 la CNE Cernavodă. Având în vedere stadiul angajamentelor privind acest 

proiect, se estimează ca el poate fi realizat în perioada 2021-2025, costul total 

fiind de circa 4500 mil. euro. 

În concluzie, situaţia capacităţilor necesare a fi instalate în perioada 2011- 

2020-2025 în vederea asigurării producţiei necesare de energie electrică în 

condiţii de siguranţă este arătată în tabelul nr. 6.10. 

Tabelul nr. 6.10. Situaţia capacităţilor necesare a fi instalate în perioada 2011-2020-2025 

Total necesar de putere 

nouă 


necesară 


- în centrale hidroelectrice 


- în centrale electrice pe 

biomasă 


- în centrale nucleare 

(gr. 3 şi 4 Cernavodă) 


- alte capacități necesare 

Investiţii estimate 

UM 2011-2015 2016-2020 2021-2025 Total 

2011-2025 

MW 910 4500 4130 9540 

Mil. euro 

MW 

Mil. euro 

MW 

Mil. euro 

MW 

Mil. euro 

MW 

Mil. euro 

1753 

316 

588 

402 

975 

- 

- 

200 

190 

7084 

1184 

2249 

175 

425 

- 

- 

3140 

4410 

9037 

266 

1137 

- 

- 

1430 

4500 

2430 

3400 

17874 

1766 

3974 

577 

1400 

1430 

4500 

5770 

8000 

90


Centralele eoliene nu au fost considerate în această evaluare deoarece nu 

pot fi luate în considerare în balanţa de puteri datorită variabilităţii şi 

nepredictibilităţii lor, dar sunt luate în balanţa de energie. 

Programul de centrale eoliene prevăzut în PNAER conduce la un necesar 

de investiţii până în anul 2020 de 6000 mil. euro. 

O componentă importantă a investiţiilor în capacitate noi nenominalizate o 

vor reprezenta investiţiile necesare în reabilitarea sistemelor de alimentare cu 

căldură din centralele de cogenerare. Aceste sisteme se află astăzi într-o stare de 

totală ineficienţă, capacităţile de producţie actuale în cogenerare sunt total 

depăşite din punct de vedere tehnic şi economic, fiind necesară înlocuirea lor cu 

capacitate noi de înaltă performanţă, funcţionând în principal pe gaze naturale. 

Investiţiile necesare în dezvoltarea şi modernizarea reţelei electrice de 

transport, inclusiv pentru racordarea noilor centrale eoliene la reţeaua de transport 

reprezintă circa 900 mil. euro în perioada 2011-2020. 

Recent MECMA a publicat pe site-ul sau Aplicaţia trimisă de România 

privind acordarea de certificate gratuite de emisii de CO 2 în conformitate cu 

Directiva 2003/87/CE în vederea analizei şi deciziei CE [65]. Acordarea de 

certificate gratuite în perioada până în 2020 unor ţări membre ale UE este 

condiţionată de anumite criterii menţionate în Directivă şi pe care România le 

îndeplineşte. 

Conform Directivei 2003/87/CE trebuie menţionate, pe baza acestor 

criterii, capacităţile, respectiv centralele electrice existente, care incluse în 

program vor primi o anumită cantitate gratuită de certificatele. Se evaluează 

volumul anual al emisiilor pe baza cărora se vor stabili numărul de certificate şi 

valoarea lor anuală. Centralele electrice respective vor vira anual contravaloarea 

certificatelor primite gratuit într-un fond centralizat în responsabilitatea MECMA 

din care se va finanţa Planul Naţional de Investiţii (PNI). 

Scopul acestei facilităţi acordate de Directiva 2003/87/CE este reducerea 

emisiilor de C0 2 prin sprijinirea realizării în perioada 2013-2020 a Programului 

Naţional de Investiţii în capacităţi noi sau reabilitate în sectorul energiei electrice, 

care să contribuie prin noile tehnologii atât la reducerea prevăzută în aplicaţie a 

emisiilor de CO 2 cât şi la scoaterea din funcţiune a unor capacităţi existente cu 

performanţe depăşite . 

Acest program de investiţii va fi doar parţial finanţat din fondurile obţinute 

prin alocarea gratuită de emisii, agenţii economici respectivi vor trebui să 

contribuie cu fonduri proprii sau credite bancare pentru realizarea obiectivelor 

incluse în program. 

91


În consecinţă, în aplicaţia menţionată s-a elaborat şi Planul Naţional de 

Investiţii (PNI) pe care România îl prezintă pentru analiza Comisiei. Acest plan 

este prezentat în anexa 12. 

Elementele principale ale PNI aşa cum sunt prezentate sau rezultă din 

tabele, sunt următoarele: 

- reabilitarea a cinci grupuri de 330 MW pe lignit în centralele Rovinari, 

Turceni şi Işalniţa; 

- instalarea unor puteri noi pe lignit din ţară, huilă din import sau gaze 

naturale, grupuri cu tehnologii performante – parametrii supracritici, cicluri abur 

gaze, cogenerare, însumând un spor total de 4.449 MW (s-a scăzut grupul de 

860 MW cuprins în PNI dar realizat); 

- totalul investiţiilor necesare PNI este de 6.546 mil. euro din care circa 

675 mil. euro pentru reabilitări şi 6.871 mil. euro pentru capacităţi noi (s-a scăzut 

investiţia pentru grupul de 860 MW cuprins în PNI dar realizat); 

- programul de reabilitări, până în 2018, vizează unităţi ale agenţilor 

economici în prezent proprietate de stat. 

- programul de capacităţi noi prevede instalarea până în 2020 în unităţi 

proprietate de stat a circa 3.000 MW cu un necesar de investiţii de circa 

3.600-3.700 mil. euro; 

- conform aplicaţiei, finanţarea prin alocarea gratuită a certificatelor 

asigură numai 18,5% din totalul necesar de investiţii al PNI, în completare agenţii 

economici vor trebui să contribuie cu fonduri proprii sau credite; în cazul 

proiectelor vizând agenţii economici proprietate de stat valoarea investiţiilor 

neacoperite de mecanismul de alocare este de circa 3.000 mil. euro; 

În cadrul capitolului 6, tabelul nr. 6.10 al prezentei lucrări s-a estimat un 

total necesar de putere nouă instalată în sistem până în anul 2020 de 5.400 MW. 

Autorii acestui studiu consideră că prin realizarea integrală până în anul 

2020 a programului avut în vedere de SC Hidroelectrica şi a programului PNAER, 

conform celor prezentate în tabelul nr. 6.10, rămâne un necesar de instalat în 

capacităţi noi de 3.340 MW. În lumina acestor lucruri, realizarea integrală a PNI 

ar putea conduce la nivelul anului 2020 la supracapacitate în sistem, dar având în 

vedere incertitudinile legate de realizarea integrală a tuturor acestor programe, de 

problemele legate de finanţarea proiectelor şi la posibila revenire lentă din situația 

economică actuală, PNI ar putea reprezenta un program asigurator pentru 

acoperirea integrală a noilor capacităţi necesare conform cu estimările prezentate. 

92


7. PROGRAMUL DE ENERGETICĂ NUCLEARĂ 

AL ROMÂNIEI 

7.1. Situaţia actuală 

7.1.1. Introducere 

Foaia de parcurs a UE până la 2050 stipulează ca în încercarea de realizare 

a unei economii continentale eficientă şi cu carbon minim, pe lângă utilizarea 

surselor regenerabile, se lasă la dispoziţia statelor membre posibilitatea folosirii 

sigure a energiei nucleare ca una din soluţiile posibile şi de dorit. Considerăm că 

România poate utiliza această resursă, deoarece are experienţa de exploatare 

sigură a ei şi deţine deja în conservare construcţii de reactoare nucleare, a căror 

tehnologie se poate moderniza. De aceea, autorii acestui studiu au considerat utilă 

o analiză a situaţiei programului energetic românesc, adaptarea la noile cerinţe 

privind securitatea nucleară în urma incidentului de la Fukushima şi actualizarea 

valorii investiţiilor necesare 

Programul de energetică nucleară al României a început în 1980 prin 

construcţia primei unităţi nuclearoelectrice de tip CANDU 6 pe amplasamentul 

Cernavodă, pe canalul Dunăre-Marea Neagră, în sud-estul României. În perioada 

1972-1978, în urma unei decizii politice care viza independenţa energetică a 

României, susţinută de analizele tehnico-economice, a fost aleasă tehnologia 

nucleară pentru producţia de energie electrică, respectiv reactorul nuclear de 

putere de tip CANDU 6, utilizând combustibil nuclear uranium natural şi având 

apa grea ca agent de răcire şi moderator. Această tehnologie, dezvoltată în Canada 

de către Atomic Energy of Canada Limited (AECL) a fost considerată ca o 

tehnologie sigură şi economică pentru România, care deţinea rezerve de uraniu şi 

cerceta atât fabricaţia combustibilului nuclear cu uraniu natural, cât şi fabricarea 

apei grele, ulterior produse pe scară industrială. 

La finele anului 1989, pe amplasamentul Cernavodă se aflau în construcţie 

cinci unităţi de tip CANDU 6, în diverse faze. În anul 1990, Guvernul României a 

hotărât finalizarea Unităţii 1 şi trecerea în conservare a celorlalte unităţi. Unitatea 

1 de la CNE Cernavodă a început exploatare comercială în 2 decembrie 1996. în 

anul 2001, Guvernul României a decis reluarea lucrărilor pentru finalizarea 

Unităţii 2, care au început în anul 2002, iar exploatarea comercială a început în 

noiembrie 2007. 

93


Din anul 2004, strategiile energetice ale României, aprobate de diferitele 

guverne, iau în considerare finalizarea Unităţilor 3 şi 4 de la CNE Cernavodă şi 

începerea lucrărilor la o nouă centrală nucleroelectrică în România, în funcţie de 

evoluţia cererii de electricitate în România [67]. 

Infrastructura naţională pentru energetică nucleară 

Dezvoltarea infrastructurii naţionale pentru programul naţional de 

energetică nucleară din România a început în anul 1957, când primul reactor 

nuclear de cercetare a fost construit în România la Măgurele. În acelaşi an, 

România devine membru fondator al Agenţiei Internaţionale de Energie Atomică 

de la Viena, organism de specialitate al ONU. 

Principalele elemente ale infrastructurii naţionale specifice sunt 

următoarele: 

Comisia Naţională pentru Controlul Activităţilor Nucleare (CNCAN) 

este autoritatea naţională competentă în domeniul reglementării, autorizării şi 

controlului activităţilor nucleare din România. 

Agenţia Nucleară şi pentru Deşeuri Radioactive (ANDRAD) are ca 

misiune acordarea de asistenţă tehnică de specialitate Guvernului în procesul de 

elaborare şi adoptare a politicilor de promovare, dezvoltare şi monitorizare a 

aplicaţiilor exclusiv paşnice ale energiei nucleare, energetice şi neenergetice, 

depozitarea definitivă în siguranţa a deşeurilor radioactive şi coordonarea la nivel 

naţional a procesului de gospodărire a deşeurilor radioactive şi a procesului de 

dezafectare a instalaţiilor nucleare. 

Societatea Naţională Nuclearelectrica SA (SNN), societate comercială 

cu capital integral de stat, în coordonarea Ministerului Economiei, Comerţului şi 

Mediului de Afaceri, proprietarul şi operatorul Unităţilor 1 şi 2 de la CNE 

Cernavodă. În cadrul acestei societăţi funcţionează şi Sucursala Fabrica de 

Combustibil Nuclear Piteşti, producătorul român de combustibil nuclear de tip 

CANDU 6 cu uraniu natural. 

Societatea Comercială EnergoNuclear SA, înfiinţată în baza Hotărârii 

Guvernului nr. 1565/2008, având, începând cu data de 28 februarie 2011, în 

structura de acţionariat, Societatea Naţională Nuclearelectrica SA, ArcelorMittal 

Galaţi SA şi Enel Investment Holding BV, şi care are misiunea de a dezvolta 

proiectul de realizare a unităţilor 3 şi 4 de la CNE Cernavodă. 

Regia Autonomă pentru Activităţi Nucleare (RAAN), având ca obiect 

principal de activitate producerea apei grele şi a produselor conexe, producerea de 

energie electrică şi termică pentru folosinţa industrială şi casnică, precum şi 

activităţi de inginerie tehnologică pentru obiective nucleare şi cercetări în 

94


domeniul nuclear, având în componenţă sucursalele de producere a apei grele 

(ROMAG-Prod), de producere a energiei electrice şi termice (CET Halanga), de 

inginerie tehnologică pentru obiective nucleare (SITON Bucureşti Măgurele) şi de 

cercetări nucleare (SCN Pitești). 

Compania Naţională a Uraniului (CNU), care are în administrare 

resursele minerale de uraniu existente în România şi desfăşoară cercetare 

geologică de detaliu şi exploatare a zăcămintelor de uraniu, prepararea 

minereurilor şi rafinarea concentratelor, transportul şi comercializarea acestora, 

precum şi conservarea, închiderea şi ecologizarea obiectivelor cu activitate sistata. 

Această entitate este furnizorul de uraniu natural (pulbere sinterizabilă de U0 2 ) 

pentru producţia în ţară a combustibilului nuclear de către SN Nuclearelectrica 

SA, operatorul Unităţilor 1 şi 2 de la CNE Cernavodă. 

În funcţie de necesităţile domeniului, s-au dezvoltat şi alte organizaţii 

tehnice suport, care asigura asistenţa tehnică necesară programului de energetică 

nucleară (ICSI Râmnicu Vâlcea, IFA Măgurele etc.), precum şi furnizori de 

bunuri şi servicii, inclusiv de construcţii-montaj şi reparaţii-întreţinere. 

7.1.2. Legislaţia în domeniul nuclear 

A. Convenţii internaţionale – Agenţia Internaţională pentru Energia 

Atomică (AIEA) 

AIEA este depozitarul convenţiilor şi acordurilor internaţionale cheie 

juridice. În plus, agenţia este însărcinată cu responsabilităţi în conformitate cu alte 

tratate şi acorduri pe care statele membre le-au adoptat. Convenţiile internaţionale 

cu aplicare în utilizarea energiei atomice, la care România este parte prin 

ratificare, reprezintă instrumente obligatorii pentru Statele Membre, fiind în mare 

măsură transpuse în cadrul legal naţional. 

B. Legislaţia europeană 

Cadrul de reglementare la nivel european în domeniul nuclear este dat de 

Tratatul EURATOM, de directivele, regulamentele şi actele juridice adoptate la 

nivelul Uniunii Europene. 

C. Legislaţia românească 

Din punct de vedere legislativ, România a dezvoltat şi implementat un 

sistem de reglementare în domeniul nuclear complet şi modern, în conformitate cu 

legislaţia Uniunii Europene şi convenţiile internaţionale la care România este 

parte. Printre legile care guvernează sectorul nuclear, se amintesc cele mai 

relevante: 

95


Legea nr. 111 din 10 octombrie 1996 privind desfăşurarea în siguranţă, 

reglementarea, autorizarea şi controlul activităţilor nucleare, republicată, cu 

completările ulterioare. 

Legea nr. 703 din 3 decembrie 2001 privind răspunderea civilă pentru 

daune nucleare, cu completările ulterioare. 

Legea nr. 105 din 16 iunie 1999 pentru ratificarea Convenţiei comune 

asupra gospodăririi în siguranţă a combustibilului uzat şi asupra gospodăririi în 

siguranţă a deşeurilor radioactive, adoptată la Viena la 5 septembrie 1997. 

Legea nr. 43 din 24 mai 1995 pentru ratificarea Convenţiei privind 

securitatea nucleară, adoptată la Viena la 17 iunie 1994. 

Ordonanţa Guvernului nr. 7 din 30 ianuarie 2003 privind utilizarea în 

scopuri exclusiv paşnice a energiei nucleare, republicată, cu completările 

ulterioare. 

Ordonanţa Guvernului Nr. 11 din 30 ianuarie 2003 privind gestionarea 

combustibilului nuclear uzat şi a deşeurilor radioactive, inclusiv depozitarea 

definitivă, republicată, cu completările ulterioare. 

Un sistem de norme de reglementare, autorizare şi control a activităţilor 

nucleare este stabilit prin ordine specifice ale CNCAN. De asemenea, prin ordine 

similare s-au aprobat strategii în domeniu cum ar fi „Strategia naţională pe termen 

mediu şi lung privind gestionarea combustibilului nuclear uzat şi a deşeurilor 

radioactive, inclusiv depozitarea definitivă şi dezafectarea instalaţiilor nucleare şi 

radiologice”, aprobată prin ordin al Agenţiei Nucleare şi pentru Deşeuri 

Radioactive. 

7.1.3. Stadiul actual al energeticii nucleare în România 

Unităţile 1 şi 2 de la CNE Cernavodă, aflate în operare din 1996 (Unitatea 1) 

şi respectiv din 2007 (Unitatea 2), au o contribuţie importantă şi constantă la 

acoperirea cererii de energie electrică din România, funcţionând la baza curbei de 

sarcină a Sistemului Energetic Naţional. Puterea electrică instalată a fiecărei 

unităţi nuclearoelectrice de la CNE Cernavodă este de 705 MWe [1]. Principalele 

rezultate obţinute până în prezent sunt următoarele: 

Producţia anuală a unei unităţi nuclearoelectrice de la CNE Cernavodă a 

fost între 4,90 TWh (în anul 2003, un an foarte secetos) şi 6,15 TWh, 

performanţele cele mai bune fiind înregistrate în anul 2009, când Unitatea 1 a 

produs 6,15 TWh şi Unitatea 2 a produs 5,59 TWh. 

96


Cu cele două unităţi nuclearoelectrice, CNE Cernavodă a produs în anul 

2011 aproximativ 19,2% din producţia totală de electricitate a României. 

CNE Cernavodă asigură şi termoficarea oraşului Cernavodă, anual livrând 

în medie circa 40.000 Gcal, la cel mai redus preţ de producere din ţară. 

Productivitatea la CNE Cernavodă, exprimată în număr de personal/MWe 

instalat, a fost în anul 2011 de 1,18. 

Impactul asupra mediului şi populaţiei este nesemnificativ, doza medie 

anuală pentru populaţie fiind de circa 0,58% din doza legală stabilită de normele 

legale în vigoare. 

Volumul anual al deşeurilor radioactive este sub valoarea limită de proiect 

(30m 3 /unitate). Acestea se depozitează intermediar pe amplasamentul CNE 

Cernavodă, urmând să fie transferate în depozitul final de deşeuri radioactive slab 

şi mediu active, a cărui realizare se află în responsabilitatea Agenţiei Nucleare şi 

pentru Deşeuri Radioactive (ANDRAD). Combustibilul nuclear ars este depozitat 

pe amplasamentul CNE Cernavodă, în depozitul intermediar pentru combustibil 

ars (DICA), cu o capacitate de 27 module, monolitice din beton, de tip 

MACSTOR (AECL), pentru stocarea uscată, care rezolvă problema depozitării 

combustibilului ars pentru circa 50 de ani. 

În urma accidentului de la centrala nuclearoelectrică Fukushima Daiichi, 

Japonia, din 11 martie 2011, CNCAN şi industria nucleară din România s-au 

aliniat iniţiativei Consiliului Uniunii Europene privind efectuarea „testelor de 

stres”, constând din evaluarea comportării centralelor nucleare în situaţii extreme 

(seism sau inundaţii care depăşesc bazele de proiectare, orice alte condiţii extreme 

externe specifice amplasamentului, pierderea totală a alimentării cu energie 

electrică din sursele de curent alternativ, pierderea sursei finale de răcire, avaria 

zonei active a reactorului şi pierderea răcirii la instalaţiile de stocare a 

combustibilului uzat). Raportul de ţară elaborat a fost evaluat de experţii Comisiei 

Europene în cooperare cu reprezentanţi ai autorităţilor de reglementare din alte 

ţări membre UE, făcând subiectul unei misiuni de evaluare inter-pares 

(peer-review), organizată de Comisia Europeană, având drept scop verificarea în 

teren a măsurilor implementate după accidentul de la Fukushima, precum şi 

clarificarea, prin consultarea de documentaţie şi discuţii cu reprezentanţii CNCAN 

şi alţi specialişti invitaţi, a unor aspecte prezentate în raportul naţional privind 

testele de stres. Raportul misiunii de evaluare a relevat necesitatea implementării 

unor acţiuni (modificări de proiect sau îmbunătăţiri de proceduri de exploatare), 

care vor fi implementate la Unităţile 1 şi 2 ale CNE Cernavodă în perioada 

2012-2013, în conformitate cu graficul agreat de CNCAN şi inclus în raportul 

naţional privind testele de stres. 

97


În paralel cu palierul de securitate nucleară al testelor de stres, Comisia 

Europeană a iniţiat al doilea palier de evaluare, cu privire la aspectele de siguranţă 

nucleară (protecţie fizică), finalizat cu recomandările specifice acestui domeniu. 

7.2. Contextul energetic european şi mondial. Rolul energiei 

nucleare în mixtul energetic al UE 

Energia nucleară va continua să facă parte din mixtul energetic al UE, 

decizia referitoare la utilizarea sa fiind exclusiv de competenţa statelor membre. 

Instituţiile comunitare (comisia, parlamentul, ECOSOC) sunt favorabile energiei 

nucleare. Energia nucleară prezintă avantaje certe în ce priveşte contribuţia la 

reducerea emisiilor de dioxid de carbon, predictibilitatea aprovizionării cu energie 

şi a preţurilor. Aceste caracteristici au fost recunoscute în diversele foruri de 

dezbatere, care s-au desfăşurat în perioada post-Fukushima, în contextul realizării 

testelor de stres la centralele nucleare din UE şi al dezbaterilor provocate de 

emiterea „Foii de parcurs în domeniul energiei până în 2050” (Energy Road Map 

2050), de Comisia Europeană în decembrie 2011. 

Toate scenariile energetice prezentate în diverse studii, care s-au elaborat 

după Fukushima, inclusiv în „Foaia de parcurs în domeniul energiei până în 

2050”, document emis de Comisia Europeană în decembrie 2011, ilustrează ca 

pentru atingerea obiectivelor privind schimbările climatice şi decarbonizarea 

economiei, energia nucleară este o componentă importantă a mixtului energetic. 

Sistemul de producere a energiei va trebui să fie reînnoit şi transformat în 

deceniile următoare, ceea ce necesită investiţii uriaşe atât în sistemul de producere 

cât şi în transport şi distribuţie. 

Tehnologiile nucleare sunt deja probate, demonstrate şi mature. Pot 

acţiona ca stabilizator în sistemul energetic supus transformărilor. 

O analiză în profunzime privind oportunităţile şi ameninţările energiei 

nucleare [68], [69] au condus la trei surse majore de oportunităţi: 

creşterea cererii de electricitate constituie un trend stabil şi puternic care 

favorizează toate tehnologiile de producere. Ponderea electricităţii în energia 

primară se aşteaptă sa crească şi mai mult, dacă industria transportului trece la 

vehicule electrice. Tehnologiile nucleare au avantajul că produc electricitate cu 

emisii aproape zero de CO 2 ; 

pe termen lung, dezvoltarea noilor tehnologii, precum captura şi 

stocarea carbonului (CCS), smart grid şi super grid, nu vor pune în dificultate 

rolul fisiunii nucleare. Vor fi dezvoltate sisteme avansate nucleare, îmbunătăţind 

98


sustenabilitatea. Tehnologiile nucleare beneficiază de cercetare avansată în 

domeniu de decenii; 

potenţialul de competitivitate al tehnologiilor nucleare apare robust 

pentru deceniile următoare, chiar prin includerea cerinţelor ridicate de securitate 

nucleară după accidentul de la Fukushima (după testele de stres). 

Au fost identificate două surse de ameninţări: 

opinia publică este afectată puternic de accidentul de la Fukushima; 

barierele financiare pentru noile proiecte nucleare, accentuate de criza 

financiară curentă în Europa. 

Voci din lumea bancară 1 şi a consultanţei internaţionale 2 împărtăşesc îngrijorările 

industriei privind lipsa de atractivitate a marilor proiecte energetice 

europene (nucleare, hidro) pentru finanţatori, clamând implementarea a o serie de 

măsuri de reducere a riscurilor de finanţare cum ar fi suportul guvernamental sub 

forma de garanţii care să reducă riscurile specifice, încurajarea contractelor de 

livrare energie electrică pe termen lung, încheiate în condiţii de transparenţa şi cu 

termeni şi condiţii reciproc avantajoase, abordarea echilibrată a celor trei piloni ai 

strategiei europene – schimbările climatice, eficienţa economică şi siguranţa 

energetică, abordarea echilibrată a tuturor formelor de producere a energiei 

electrice care nu produc emisii de carbon. 

Deciziile politice pot fi şi surse de oportunitate pentru energia nucleară, 

dar şi ameninţare pentru aceasta; în funcţie de deciziile politice în domeniul 

schimbărilor climatice, securitatea în furnizare a electricităţii, funcţionarea şi 

proiectarea pieţei de electricitate, reglementările în securitatea nucleară, stabilirea 

legislaţiei în managementul deşeurilor radioactive şi în domeniul răspunderii 

civile în caz de accident nuclear, poate fi creat un cadru de dezvoltare echitabil 

pentru toate sursele de energie cu carbon redus. 

În toate scenariile energetice în care atingerea obiectivelor privind 

schimbările climatice şi asigurarea securităţii energetice la un preţ al electricităţii 

suportabil pentru consumatori reprezintă o prioritate pentru decidenţi, energia 

nucleară este competitivă în raport cu celelalte surse de energie. 

În contextul post-Fukushima, se prefigurează o armonizare la nivel 

european cu privire la securitatea centralelor nucleare. Comisia Europeană 

intenţionează prezentarea unor propuneri legislative noi la începutul anului 2013. 

Acestea vor avea la bază trei principii: 

- aplicarea celor mai înalte standarde de securitate centralelor nucleare; 

1 A Very Hostile Political Environment, City Investment Research & Analysis, 13 September 2011. 

2 Power Sector Development in Europe – Lenders’ Perspectives 2011, KPMG. 

99


- transparenţă maximă în comunicarea cu opinia publică în UE; 

- autorităţi naţionale de reglementare în domeniul nuclear independente şi 

puternice. 

Şi la nivel internaţional (AIEA) se prefigurează o consolidare a 

aranjamentelor existente, iar în prezent, în Consiliul European se negociază o 

poziţie comună a Uniunii Europene pe acest subiect. 

7.3. Rolul energiei nucleare în România 

7.3.1. Dezvoltarea de noi capacităţi nucleare 

O serie de analize tehnico-economice privind eficienţa diferitelor 

tehnologii şi grupuri noi posibil de realizat au fost efectuate pentru a evidenţia 

ordinea de economicitate relativă a lor, respectiv competitivitatea acestora pe piaţa 

internă de energie electrică. S-au avut în vedere costurile de investiţii şi de 

funcţionare (bazate pe eficienţa tehnologiei şi costul combustibilului) şi încadrarea 

în curba de sarcină (bază, semibază şi vârf, respectiv durata de utilizare a 

capacităţii). 

Aceste analize, inclusiv cele de sensibilitate privind costul tonei de CO 2 , 

demonstrează că pentru funcţionarea în bază, ordinea de economicitate a 

proiectelor noi, în perioada până în 2020 situează pe primele locuri grupurile de 

330 MW pe lignit reabilitate, prognozate a fi finalizate în perioada 2011-2015 (cu 

prelungirea duratei de funcţionare cu 15 ani) şi grupurile 3 şi 4 de la CNE 

Cernavodă. 

Performanţele deosebit de bune ale unităţilor nuclearoelectrice de la CNE 

Cernavodă, de la punerea în funcţiune şi până în prezent, inclusiv costurile de 

operare şi mentenanţă relativ scăzute comparativ cu centralele clasice cu 

combustibili fosili (cărbune, gaze naturale şi păcură), coroborat cu necesitatea 

asigurării securităţii energetice în condiţiile respectării cerinţelor privind 

schimbările climatice, au permis analiza oportunităţilor de finalizare a Unităţilor 3 

şi 4 de la CNE Cernavodă, proces iniţiat în anul 2004. În contextul actual, 

finalizarea acestui proiect este estimată în jurul anului 2020. 

100 

7.3.2. Proiectul unităţilor 3 şi 4 de la CNE Cernavodă 

a) Stadiul proiectului 

În anul 2007, Guvernul României a aprobat finalizarea unităţilor 3 şi 4 de 

la CNE Cernavodă, prin înfiinţarea unei companii de proiect de tip joint venture,


cu atragere de capital prin participarea unor investitori străini, interesaţi în 

finanţarea finalizării proiectului şi preluarea energiei electrice pentru utilizarea 

acesteia în scopuri proprii sau pentru vânzarea pe piaţa de energie electrică din 

România. 

Astfel, în martie 2009, a fost înfiinţată şi înregistrată în România compania 

SC EnergoNuclear SA, a cărei misiune este dezvoltarea proiectului de realizare a 

Unităţilor 3 şi 4 de la CNE Cernavodă, şi care are, începând cu 28 februarie 2011, 

în structura de acţionariat, companiile SN Nuclearelectrica 84,65%, ArcelorMital 

6,2% şi ENEL 9,15%. Partea română urmăreşte atragerea de noi investitori 

interesaţi în Proiect, astfel încât cota SNN în Proiect să ajungă la 40%. 

Accidentul nuclear de la centrala nucleară Fukushima Daiichi din Japonia, 

din martie 2011, a accentuat scăderea credibilităţii energiei nucleare în opinia 

publică, care pe fondul crizei economice globale, creează un context de piaţă 

neprielnic pentru investiţiile mari, cu precădere cele în domeniul nuclear. Se 

cunoaşte faptul că aceste investiţii necesită infuzie masivă de capital, cu 

recuperarea investiţiei pe termen lung, ceea ce face ca aceste proiecte să fie 

neatractive pentru investitori în acesta perioadă. 

b) Riscuri în realizarea proiectului 

Neîncheierea contractului EPC (Inginerie, Procurare, Construcţie), în 

special datorită lipsei de concurenţă în cadrul filierei CANDU, ceea ce ar conduce 

la costuri necompetitive. 

Neatragerea investitorilor sau imposibilitatea identificării unui proiect 

de finanţare credibil pentru cota care revine Nuclearelectrica. 

Întârzierea luării unei decizii guvernamentale. 

Impunerea unor cerinţe de securitate superioare tehnologiei de tip 

CANDU 6 sau a unor asigurări privind răspunderea civilă care să mărească 

excesiv costurile de construcţie şi, respectiv de operare, prin noi reglementări UE; 

asemenea reglementări se aşteaptă să fie prezentate Consiliului European în anul 

2013, în urma concluziilor testelor de stres din raportul final al Comisiei 

Europene, care urmează să fie prezentat în noiembrie 2012. 

Suprataxarea energiei nucleare şi subvenţionarea celorlalte tehnologii, 

măsuri care pot scădea competitivitatea energiei nucleare. 

101


7.4. Programe de dezvoltare 

7.4.1. Direcţiile principale de dezvoltare a energeticii nucleare 

Menţinerea şi îmbunătăţirea performanţelor tehnico-economice actuale ale 

Unităţilor 1 şi 2 de la CNE Cernavodă pentru funcţionarea în condiţii de securitate 

nucleară conforme cu cerinţele actuale şi la costuri competitive, prin: 

- îmbunătăţirea continuă a securităţii nucleare; implementarea planului de 

acţiune stabilit de CNCAN, în urma testelor de stres post-Fukushima. Costul 

măsurilor identificate este estimat la circa 50 milioane de euro şi se realizează din 

veniturile SNN; 

- prelungirea duratei de viaţă a Unităţilor 1 şi 2 prin implementarea 

programelor de mentenanţă predictivă şi pregătirea operaţiunilor de înlocuire a 

canalelor de combustibil nuclear. Înlocuirea canalelor de combustibil la Unitatea 1 

este prevăzută pentru anul 2022, costul acestei operaţiuni fiind estimat la 1 miliard 

euro/unitate, durata de oprire a unităţii pentru acest scop fiind de circa 18 luni. 

- pe întreg parcursul operării celor două unităţi nucleare se au în vedere o 

serie de măsuri precum: optimizarea costurilor de operare şi mentenanţă; 

îmbunătăţirea continuă a performanţelor profesionale; stabilirea de urgenţă, până 

la finele anului 2012, a strategiei de finalizare a unităţilor 3 şi 4 de la CNE 

Cernavodă. 

Este necesar să se aibă în vedere faptul că, în prezent, piaţa financiară este 

deosebit de rezervată, fiind impuse restricţii deosebite. Contextul internaţional a 

determinat o prudenţă sporită a investitorilor şi orientarea acestora către 

plasamente cu risc scăzut. Proiectele energetice, îndeosebi cele de centrale 

nuclearoelectrice, sunt percepute ca fiind de risc ridicat, în special în perioada de 

construcţie. În acest context, cel mai probabil, acordarea de credite se va putea 

face numai prin intermediul SNN, care operează unităţi nucleare, şi care, chiar şi 

în acest caz, va avea nevoie de garanţia statului pentru obţinerea de credite. 

7.4.2. Proiecte legate de finalizarea proiectului unităţilor 3 şi 4 

de la CNE Cernavodă 

În cadrul strategiei de finalizare a unităţilor 3 şi 4, se vor lua în considerare 

şi aspectele colaterale ale finalizării acestui obiectiv cum ar fi: 

Finalizarea proiectelor necesare asigurării apei de răcire pe 

amplasamentul CNE Cernavodă (pragul Bala pe Dunăre, amonte de Cernavodă). 

Stabilirea strategiei de optimizare a funcţionării sistemului energetic 

naţional şi considerarea proiectului hidrocentralei cu acumulare prin pompaj de la 

Tarniţa – Lăpusteşti ca fiind proiect prioritar necesar echilibrării sistemului 

energetic naţional. 

102


Revederea oportunităţii proiectului cablului submarin dintre România şi 

Turcia, în contextul deschiderii pieţei de desfacere a electricităţii propus în cadrul 

acestui proiect, motivată corespunzător pentru a atrage personal calificat. 

7.4.3. Dezvoltarea capacităţilor naţionale de depozitare pe termen lung 

a deşeurilor radioactive prin utilizarea eficientă a fondurilor 

financiare colectate 

Se impun următoarele măsuri specifice: 

Asigurarea unei structuri motivate şi dedicate problemelor dezafectării 

proiectelor nucleare şi a depozitării finale a deşeurilor radioactive, aplicând 

soluţiile curente la nivel european şi mondial. 

Stabilirea soluţiei finale pentru depozitul naţional de deşeuri slab şi 

mediu active prin finalizarea şi aprobarea Studiului de Fezabilitate şi începerea 

lucrărilor de proiectare. 

Stabilirea strategiei naţionale pentru depozitarea finală a deşeurilor 

puternic radioactive (combustibilului nuclear ars). 

Reevaluarea contribuţiei producătorilor de energie electrică din surse 

nucleare la fondul financiar naţional pentru managementul deşeurilor radioactive 

şi dezafectarea unităţilor nucleroelectrice, în vederea determinării valorilor optime 

pentu acoperirea cheltuielilor necesare pe termen lung. 

7.4.4. Continuarea cercetării în domeniul reactoarelor 

din generaţia a IV-a 

La nivelul UE este oportună continuarea cercetării în domeniul fisiunii 

nucleare avansate (reactoare din generaţia IV), chiar dacă acestea nu pot fi 

operaţionale pe termen scurt şi mediu. În caz contrar, UE riscă să rămână în urma 

unor ţări care se angajează în acest tip de cercetare, precum Federaţia Rusă, 

China, India, antrenând o nouă pierdere de competitivitate a UE pe plan 

internaţional. 

România este interesată în proiectul Alfred; acesta este un reactor 

demonstrativ rapid răcit cu plumb, programat să intre în funcţiune în 2025, prin 

conectarea la reţeaua electrică, având o putere de aproximativ 125 MWe 

(300 MWt), care se bazează pe tehnologiile existente. Conform intenţiilor 

exprimate, acest tip de reactor urmează să fie dezvoltat de autorităţile italiene şi 

române. În 2012 s-a semnat un memorandum de înţelegere între autorităţile 

italiene şi române, care prevede paşii şi regulile de urmat în vederea stabilirii 

consorţiului, prevăzut a fi constituit în cursul anului 2013. 

103


România şi-a exprimat disponibilitatea pentru găzduirea reactorului pe 

teritoriul său, un angajament ferm al autorităţilor române cu privire la acest 

aspect, inclusiv pentru asigurarea fondurilor necesare fiind aşteptat în perioada 

următoare. Finanţarea acestui proiect se poate face din fonduri structurale, detalii 

cu privire la necesarul de fonduri urmând a fi identificate după stabilirea 

consorţiului. Din declaraţiile Comisiei Europene, se are în vedere prioritizarea în 

viitorul Program de cercetare Orizont 2020 al UE, a proiectelor de reactoare din 

generaţia a IV-a pe baza unor criterii tehnice, financiare, legale, de piaţă, de 

amplasare. Cercetarea pe domeniul fisiunii nucleare va putea fi finanţată din 

Orizont 2020 (dacă se va valida propunerea iniţială a COM pentru acest program), 

iar infrastructura fizică urmează să fie finanţată din fonduri de coeziune şi de la 

bugetul naţional. 

7.5. Transparenţa şi comunicarea cu opinia publică 

La nivelul Uniunii Europene, transparenţa şi comunicarea cu opinia 

publică ocupă un loc esenţial în abordarea energiei nucleare. Experienţa a 

demonstrat că presiunea opiniei publice şi forţa unor organizaţii nonguvernamentale 

antinucleare pot determina guvernele statelor în luarea unor decizii 

neeconomice, neplanificate, care pun în pericol companii mari industriale, dar 

care decizii, răspund unor aşteptări din partea opiniei publice. 

De aceea, pentru creşterea gradului de acceptanţă a publicului faţă de 

energia nucleară, este deosebit de importantă dezvoltarea unui angajament 

susţinut în comunicarea cu opinia publică în vederea unei mai bune înţelegeri a 

contextului actual al politicilor energetice, caracterizat de un necesar uriaş de 

investiţii în infrastructura şi în sectorul de producere, evaluării celor mai adecvate 

tehnologii energetice în stabilirea mixtului energetic al ţării, a riscurilor asociate 

și, în final, a efectelor acestora asupra mediului înconjurător şi asupra 

schimbărilor climatice. 

Există un consens la nivelul tuturor forurilor de dezbatere a problemei 

nucleare cu privire la faptul că acceptarea nuclearului de opinia publică rămâne o 

problemă sensibilă în dezvoltarea viitoare a energiei nucleare în Europa. 

104

7.6. În loc de concluzii 


Energetica nucleară reprezintă opţiunea durabilă pentru satisfacerea 

cerinţelor energetice ale României, făcând parte din mixtul energetic al ţării prin 

operarea celor două unităţi nuclearoelectrice la CNE Cernavodă şi programul de 

finalizare a încă două unităţi pe acelaşi amplasament. 

Complexitatea tehnică a domeniului şi obligaţiile asumate de România 

privind utilizarea paşnică şi în condiţii de securitate nucleară a energiei nucleare, 

impune adoptarea unei strategii transparente şi o participare activă a Guvernului 

României în adoptarea deciziilor importante pentru acest domeniu. Asemenea 

decizii ar trebui să aibă în vedere contextul european şi internaţional, caracterizat 

prin oportunităţi şi riscuri cu care se confruntă toate investiţiile în domeniul 

energiei, dar mai ales tehnologiile nucleare, în urma accidentului de la 

Fukushima: 

- Decizia asupra dezvoltării de capacităţi nucleare are o puternică latură 

politică; dincolo de calculele economice se impune o mare responsabilitate a 

statului şi a operatorilor în asigurarea cerinţelor de securitate nucleară pentru 

instalaţiile aflate pe teritoriul ţării şi implementarea culturii de securitate nucleară 

pe tot lanţul de producere a energiei nucleare. 

- Accidentul nuclear de la Fukushima a scos în lumină necesitatea 

cooperării tuturor autorităţilor statului cu responsabilităţi în asigurarea securităţii 

şi siguranţei nucleare (protecţiei fizice) a instalaţiilor nucleare în vederea 

eliminării riscurilor asociate rezistenţei centralelor la accidente care depăşesc 

bazele de proiectare, erorilor umane cu intenţie sau fără, atentatelor şi actelor 

teroriste care ar putea avea consecinţe asupra securităţii instalaţiilor nucleare, cu 

impact major asupra populaţiei şi mediului înconjurător. Raportul Consiliului 

European în domeniul protecţiei fizice şi siguranţei nucleare, în contextul testelor 

de stres ale centralelor nucleare, semnalează necesitatea colaborării şi coordonării 

efective a autorităţilor naţionale responsabile, atât pe palierul securităţii nucleare, 

cât şi pe cel al siguranţei/protecţiei fizice 3 . 

- Implementarea de concepte moderne privind facilitarea atragerii de 

investitori/parteneri în realizarea proiectelor nucleare, acceptate în cadrul Uniunii 

Europene, dar implicând un anumit nivel de intervenţie a statului, fără de care nu 

se poate realiza bancabilitatea marilor proiecte energetice, inclusiv al celor 

nucleare. 

3 Este recunoscută importanţa Asociaţiei Europeane a Organismelor de Reglementare din 

Domeniul Siguranţei Nucleare (European Nuclear Security Regulators Association – ENSREA), în 

crearea unei reţele de comunicare şi schimb de bune practici în securitatea şi siguranţa instalaţiilor 

nucleare. Este oportună analizarea posibilităţii dobândirii calităţii de membru la ENSRA de către 

autoritatea competentă română pe domeniul siguranţei nucleare. 

105


- Proiectele nucleare sunt investiţii pe termen lung, cu termen de realizare 

de circa 10-12 ani (din momentul luării deciziei până la punerea în operare). 

Datorită intensităţii ridicate de capital în faza de construcţie, riscului politic şi de 

reglementare, alături de percepţia publicului privind securitatea nucleară, precum 

şi riscul întârzierilor în faza de construcţie, aceste proiecte se confruntă cu mari 

dificultăţi în finanţare. Cheia succesului constă în bancabilitatea proiectelor noi 

nucleare care se fundamentează pe mai mulţi factori precum, climatul politic, 

securitatea energetică, configuraţia pieţei de electricitate, reglementări în 

domeniul securităţii nucleare, politica de management a deşeurilor radioactive şi 

legislaţia în domeniul răspunderii civile în caz de accident nuclear. 

- Necesitatea constituirii la nivelul ministerului coordonator a unei 

structuri coordonatoare dedicată domeniului nuclear pe întreg lanţul infrastructurii 

(minerit, fabricare combustibil nuclear, producere, cercetare). „Foaia de parcurs în 

domeniul energiei 2050”, emisă de Comisia Europeană în decembrie 2011, 

prezintă în esenţă două tipuri de scenarii pentru decarbonizarea UE, din 

perspectiva energiei nucleare: două scenarii care conduc la scoaterea din operare a 

tehnologiei nucleare până în 2050 şi două scenarii care conduc la o pondere de 

15-20% din electricitatea produsă în centrale nucleare. Luând în considerare 

creşterea rolului electricităţii în viitor pentru decarbonizarea economiei, un calcul 

estimativ ne arată că energia nucleară va acoperi aproximativ aceeaşi capacitate ca 

în prezent (deşi în pondere mai mică 4 ), adică circa 140 GWe (cu un factor de 

utilizare de 85-90%). 

ELEMENTE ECONOMICE ŞI FINANCIARE 

AFERENTE PROGRAMULUI NUCLEAR – ORIZONTURI 2020 şi 2025 

Preţul energiei electrice 

livrate: U1, U2, U3+U4 

(valori probabile) 

Costul investiţiei 

Depozitului final pentru 

deşeuri radioactive 

(după 2020) 

Cost dezafectare pentru 

o unitate 

(probabil după 2030) 

U1-32 euro/MWh 

U2-35 euro/MWh 

U3 şi U4 60-70 

euro/MWh 

800 milioane euro 

800-1.000 milioane 

euro 

Comentarii 

Valori apreciate pentru U3 şi U4. 

Costul dezafectării/depozitării este estimat 

conservativ, fiind valabil pentru prima 

unitate, ca prime operaţii de acest gen, în 

România. Evaluarea se poate face ca o cota 

parte din preţul energiei (pentru dezafectare, 

respectiv depozitare finală) şi anume de 4-5 

euro/MWh, din care 30% dezafectare şi 70% 

depozitare finală. 

4 În prezent, energia nucleară acoperă circa 30% din producţia totală de electricitate a UE, în timp 

ce scenariile menţionate consideră o pondere a energeticii nucleare între 15 şi 28%. 

106


Reparaţia 

capitală/retubarea la 

U1: 

Programare probabilă 

- Durata 

Costul estimat al 

echipamentelor şi 

montajul 

Costul energiei electrice 

nelivrate pe perioada de 

oprire 

(10 TWh pentru 2 ani 

de oprire) 

Costul U3 şi U4 

Realizate la termen 

(2020) 

Realizate le termene 

amânate 

Costuri asociate apei de 

răcire (Pragul Bala etc.) 

- 2022-2024 

- Durata: 2 ani 

- Cost estimat: 

1,0-1,5 mld. euro 

- circa 1,7 mld. euro 

5,3 miliarde euro 

(investiție specifică 

3.700-3.850 

euro/kWh) 

Creşterea costului 

total cu circa 

10-15% 

70 milioane euro 

(estimare grosieră) 

Comentarii 

Operaţia este determinată de durata de viaţă a 

tuburilor de presiune, drumul critic fiind 

determinat de operaţiunea de înlocuire a 

acestor 

De regulă, se efectuează şi alte operaţiuni 

(modernizare/creştere putere turbogenerator, 

posibila înlocuire generatoare abur etc.) 

Se pot iniţia aranjamente comerciale în avans 

pentru diminuarea efectului economic al 

energiei nelivrate 

Cifra include contravaloarea prestaţiei 

antreprenorului general, inclusiv modificările 

de proiect rezultate în urma accidentului de la 

Fukushima, costurile beneficiarului şi 

contribuția în natură (active, apa grea şi 

combustibilul nuclear – inventarul inițial); 

Nu sunt incluse cheltuielile financiare 

deoarece modalităţile de finanţare efective nu 

sunt stabilite; 

Amânarea proiectului crește riscul de 

pierdere a oportunităţii de realizare 

Cheltuielile legate de amenajarea Dunării 

trebuie preluate de Ministerul Transporturilor 

107


8. INFLUENŢA INVESTIŢIILOR DIN DOMENIUL 

ENERGIEI ASUPRA ECONOMIEI NAŢIONALE 

Una dintre problemele care, inevitabil, apar în analiza eficienţei economice 

a investiţiilor o reprezintă optimizarea folosirii capitalului limitat astfel încât 

rezultatul economic să fie maxim. În acest context, este legitimă întrebarea dacă – 

în condiţiile generării restrictive a capitalului la nivelul economiei naţionale, ca şi 

a costului acestuia mai ales în toiul actualei crize, este mai bine să folosim aceşti 

bani în investiţii într-unul sau altul dintre sectoarele economice. 

Considerăm că abordarea din acest studiu depăşeşte această problemă 

legitimă a dezvoltării economice, din mai multe motive: 

Produsele sectorului energiei fac parte – în afara surselor financiare – 

din cele trei ingrediente de bază necesare dezvoltării economiei: forţa de muncă, 

materiile prime şi energia. Fără suficientă energie, nu se pot dezvolta nici celelalte 

sectoare ale economiei. 

Presupunând existenţa unei pieţe interne europene complet liberalizată 

(ceea ce se preconizează oricum la nivelul anului 2020), la necesarul de energie al 

dezvoltării economiei naţionale prognozat există trei soluţii posibile: i) acoperirea 

necesarului doar din surse proprii ale ţării; ii) acoperirea necesarului din importuri 

de pe piaţa internă europeană şi din sursele externe tradiţionale; iii) o combinaţie 

între cele două soluţii extreme. Soluţia adoptată de studiu este, evident, cea de a 

combina extremele. 

De aceea, criteriul care stă la bază stabilirii scenariului cel mai probabil 

din acest studiu a fost costul minim actualizat. În aceste condiţii, se realizează pe 

de o parte necesarul de energie (cu condiţiile impuse de pachetul european energie 

– schimbări climatice), iar, pe de altă parte, se asigură structura cea mai eficientă a 

sectorului făcând dilema de la care am plecat fără obiect. Într-adevăr, prin 

optimizarea consumului probabil de energie şi a structurii sectorului energetic, 

restricţionate de obligaţiile ţării ca stat membru al UE, se poate ajunge la 

investiţiile care trebuie neapărat realizate în sector pentru a atinge ţintele asumate. 

108 

8.1. Propunere de model macroeconomic de legătură 

dintre eficienţa energetică şi PIB 

În privinţa efectelor asupra performanţei economice a ţării, vom pleca de 

la un model matematic propus de savantul brazilian Jose Goldenberg, unul din 

specialiştii recunoscuţi ai eficienţei energetice şi dezvoltării durabile şi artizan al 

Acordului de la Rio şi al unor programe de promovare a utilizării biomasei.


Se pleacă de la definiţia intensităţii consumului de energie: 

i = E/PIB (8.1) 

unde: i este intensitatea consumului de energie, în unităţi de energie pe unităţi 

monetare; E – consumul final de energie al ţării, în unităţi de energie (de ex. toe 

sau PJ), iar PIB – produsul intern brut, în unităţi monetare. 

Relaţia de mai sus, prin înmulţire şi împărţire cu numărul de locuitori 

(Pop), duce la: 

i = (E/Pop)/ (Pop/PIB) = e/pib ( 8.2) 

unde: e este consumul final de energie pe cap de locuitor, în unităţi energie/loc.; 

respectiv pib – produsul intern brut/loc., în unităţi monetare per capita. 

Din prelucrarea relaţiei (8.2) se poate obţine: 

PIB = e * Pop/i ( 8.3) 

Diferenţiind, se ajunge la formula: 

ΔPIB = Pop*Δe/i + e*ΔPop/i – e*Pop*Δi/i 2 (8.4) 

Prin împărţirea relaţiei (8.4) la (8.3) – posibil de realizat întrucât niciunul 

dintre termenii din (8.3) nu poate fi nul – se ajunge la formula: 

ΔPIB/PIB = Δe/e + ΔPop/Pop – Δi/i (8.5) 

sau în procente: 

100* ΔPIB/PIB = 100*Δe/e + 100*ΔPop/Pop – 100* Δi/i (8.6) 

Ultima relaţie – care leagă variaţia specifică a PIB de variaţia consumului 

final de energie a unei ţări, de variaţia numărului de locuitori şi de variaţia specifică a 

intensităţii consumului final de energie poate fi interpretată în următorul fel: 

Creşterea PIB aferentă schimbărilor în structura consumului de energie se 

datorează următorilor factori: 

Variaţia consumului specific de energie per capita, care are două 

componente: consumul propriu al cetăţeanului ca individ şi consumul de energie 

aferent cetăţeanului ca factor de producţie. Există aici nişte tendinţe contradictorii: 

în primul rând, consumul individului are tendinţa să scadă prin programe sprijinite 

de stat cum ar fi reabilitările termice sau sprijinirea înlocuirii becurilor cu 

incandescenţă prin cele de înaltă eficienţă, în timp ce consumul eficient de energie 

din ramurile productive creşte în cazul economiilor puternice şi prin aceasta ajută 

la creşterea PIB. 

Creşterea populaţiei este un factor favorizant. Din nefericire, în cazul 

României, termenul ΔPop/Pop este negativ, având efecte defavorabile directe 

asupra variaţiei PIB. 

109


Al treilea factor îl reprezintă variaţia specifică a intensităţii energetice Δi/i. 

Este clar că acesta aduce o contribuţie esenţială la îmbunătăţirea PIB prin 

folosirea mai eficientă a energiei în economie atât la nivelul ramurilor productive, 

cât şi la nivelul consumului casnic (de exemplu, prin aparatura casnică mai 

eficientă din punct de vedere energetic). Prin scăderea intensităţii energetice, – 

Δi/i devine pozitiv şi contribuie la creşterea PIB. 

În tabelul nr. 8.1 se prezintă variaţia probabilă a factorilor analizaţi mai sus 

şi creşterea relativă a PIB din cauza modificării structurii şi a noilor investiţii în 

energie până la momentul 2020. 

Folosind relaţia finală (8.5) se poate observa uşor influenţa intensităţii 

energetice asupra produsului intern brut. Este evident că legătura este directă şi – 

în cazul unor variaţii nesemnificative a numărului de locuitori şi a consumului 

specific per capita de energie primară, scăderea cu un anumit procentaj x% a 

intensităţii energetice (deci o folosire mai eficientă a surselor primare) duce la 

creşterea procentuală de aceeaşi magnitudine a produsului intern brut. 

În situaţia României, lucrurile sunt, evident, mai complexe. Scăderea 

populaţiei este un fapt demonstrat, ceea ce face ca factorul ΔPop/Pop să 

diminueze efectul favorabil al îmbunătăţirii intensităţii energetice, făcând componenta 

consumului de energie per capita foarte importantă. În tabelul nr. 8.1, se 

calculează variaţia diverşilor factori şi influenţă finală asupra PIB aşa cum ar 

rezulta pe baza prognozei prezentată în capitolul anterior. Deci utilizând această 

metodă rezultă o creştere medie anuală de 3,7% a PIB pe parcursul celor nouă ani, 

în timp ce una din prognozele acceptate de CNP consideră o creştere medie anuală 

de 3,3%. Elementul care ar putea diferenţia cele două prognoze îl reprezintă 

modul în care s-a apreciat variaţia intensităţii energetice până în 2020, cu valoarea 

impusă de 20% reducere în 2020 faţă de business-as-usual din anul 2011, ca şi 

variaţia diferită a numărului de locuitori ai ţării. 

8.2. Propunere de model de tip top-down pentru determinarea 

investiţiilor necesare pentru reducerea consumului final 

de energie prin îmbunătăţirea eficienţei energetice 

Analizele privind efectele eficienţei energetice se realizează – de obicei – 

prin două abordări. Acestea sunt cunoscute sub denumirile uzuale botom-up, 

respectiv top-down. Prima dintre aceste abordări presupune definirea unui 

program realist de proiecte de eficienţă energetică (EE), calculul – pe baza 

performanţelor aşteptate – a efectelor privind economiile de energie, ca şi a 

costurilor aferente acestor proiecte. Această abordare este laborioasă şi stă la baza 

planurilor naţionale de eficienţă energetică propuse pentru realizarea ţintelor 

110


Tabelul nr. 8.1. Variaţia diverşilor factori şi influenţă finală asupra PIB 

UM 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 

E Mil tep 35545 35545 36000 36570 37210 37880 38490 39115 39750 40390 

E tep/loc 1661 1665 1686 1753 1757 1794 1828 1866 1904 1942 

Δe tep/loc - 4 25 92 96 133 167 205 280 281 

Δe/e - - 0,0021 0,0351 0,0351 0,0543 0,0737 0,0914 0,1097 0,1273 0,1444 

Pop Mil loc 21,39 

5 

21,350 21,300 21,240 21,180 21,120 21,050 20,960 20,880 20,800 

Δpop Mil loc - -0,045 -0,05 -0,06 -0,215 -0,275 -0,345 -0,475 -0,555 -0,635 

ΔPop/Pop - - -0,002 -0,004 -0,007 -0,010 -0,013 -0,016 -0,021 -0,025 -0,029 

I tep/1000 0,266 0,259 0,253 0,249 0,243 0,238 0,231 0,227 0,223 0,218 

Eur 2008 

Δi tep/1000 

Eur 2008 

- -0,007 -0,013 -0,017 -0,023 -0,028 -0,035 -0,039 -0,043 -0,048 

Δi/i - - -0,027 -0,051 -0,068 -0,095 -0,118 -0,152 -0,172 -0,193 -0,220 

ΔPIB/PIB fata de 2011 - - 0,027 0,064 0,096 0,0139 0,178 0,227 0,261 0,295 0,314 

Creştere relativă a PIB de la an la an 

% - 2,7% 3,7% 3,2% 4,3% 3,9% 4,8% 3,4% 3,5% 4,1% 

Sursa: Calculele autorilor. 

111


strategice ale statelor membre ale UE. Nu este rolul prezentei lucrări să realizeze o 

asemenea analiză, însă – în cele ce urmează – autorii studiului propun un model 

direct şi simplu la nivel macro (dar, evident, mai puţin exact) pentru determinarea 

investiţiilor aferente măsurilor de eficienţă energetică pentru reducerea cu 20% a 

consumului final de energie al României prin măsuri de EE, ţinta stabilită prin 

Pachetul legislativ Energie-Schimbări Climatice şi întărită de prevederile noii 

Directive pentru EE şi cogenerare de înaltă eficienţă. El este de tipul top-down în 

sensul că pleacă de la nivelul ţintei prestabilite şi calculează suma investiţiilor 

necesare ca această ţintă să fie realizată. 

Principiul care stă la baza propunerii de model îl reprezintă faptul că piaţa 

face să fie promovate şi implementate numai proiectele bancabile. Acest principiu 

este alterat în cazul proiectelor sprijinite prin fonduri europene pentru că acolo se 

urmăresc şi alţi indicatori, mai ales cei legaţi de emisiile de gaze cu efect de seră. 

Revenind la proiectele de eficienţă energetică normale, promovate de 

obicei în sectorul privat, dar şi la cele privind îmbunătăţirea performanţelor 

clădirilor, indiferent de proprietate, caracteristica acestora o reprezintă existența 

unor indicatori economici favorabili, fără de care nicio instituţie financiară nu ar 

asigura vreun împrumut. Sigur că acestea se pot situa într-o marjă mare de 

performanţe, însă media lor (conform multor articole şi studii de specialitate) se 

situează în zonă: rata internă de recuperare a investiţiei de 12% sau mai mare, iar 

durata de recuperare a investiţiei de circa 6-7 ani (evident sunt proiecte şi mai 

bune, dar şi mai rele decât această valoare medie). 

Modelul propus se bazează pe următoarele realităţi şi ipoteze: 

Conform Directivei 2006/32 şi a noii Directive pentru EE şi cogenerare de 

înaltă eficiență, fiecare stat membru, inclusiv România, trebuie să-şi reducă 

consumul final de energie cu 20% faţă de aşa-numitul consum Business-As-Usual 

(BAU). Dacă se cunoaşte economia de energie ce trebuie realizată prin măsurile 

de EE (fie aceasta ΔE în toe/an), aceasta are o valoare dependentă de preţurile 

purtătorilor de energie şi de structura mixtului de combustibil al ţării. Notând 

cotele acestor purtători de energie în structura mixtului cu Qi, în %, se poate scrie 

relaţia de calcul a preţului mediu ponderat al energiei: 

Pm = ∑Qi*Pi/100 [UM/toe] (8.7) 

Unde: Pm este preţul mediu al energiei, în unități monetare/toe, iar Pi este preţul 

unităţii purtătorului i de energie, tot în unităţi monetare/toe. 

Se poate acum calcula valoarea anuală a economiilor de energie: 

ΔV = Pm* ΔE [UM/an] (8.8) 

Această valoare a economiilor anuale de energie obţinute prin eficientizare 

energetică trebuie să acopere investiţiile pe o durată de recuperare medie Drm (aşa 

112


cum s-a arătat mai sus, o valoare acceptabilă şi realistă de 6,5 ani). Rezultă 

formula de determinare a investiţiilor aferente măsurilor de eficienţă energetică: 

IEE = ΔV* Drm [UM] (8.9) 

În lucrarea European union’s climate change policy and the investment 

opportunities în România [46] s-a realizat un asemenea calcul luând în 

considerare datele din Strategia Energetică a României 2007-2020 şi a Cincea 

Comunicare Naţională a României către IPCC (2009). Conversia dintre emisia de 

CO 2 şi producţia aferentă de energie s-a făcut utilizând factorii uzuali de emisie şi 

s-a ajuns la valoarea de 73,782 gCO 2 echiv/GJ. 

Pentru calcule mai complicate a se vedea şi lucrarea Politici investiţionale 

în domeniul energiei [70]. Întrucât anul de referinţă pentru prevederile pachetului 

legislativ energie – schimbări climatice este 2005, reducerea de consum de 

energie de 20% s-a luat faţă de acel an. Ţinând seama de aceste ipoteze, rezultă o 

reducere necesară numai la nivelul sectorului energiei electrice de circa 13,68 TWh. 

Între 2005 şi 2009, preţul mediu al energiei electrice pe piaţa angro a fost 

(conform site-ului ANRE) între 30 şi 55 euro/MWh, ajungând la nivelul anului 

2020 (datorită cotei de 20% regenerabile care aduce cu sine preţul suplimentar al 

certificatelor verzi) la circa 72 euro/MWh. În aceste condiţii, economia anuală de 

energie electrică ar echivala la nivelul anului 2020 cu o valoare anuală de circa 

985 mil. euro, care la o perioadă de recuperare de 6,5 ani ar duce la un necesar 

investiţional în eficienţă energetică de circa 6,4 mld. euro până în 2020. 

8.3. Influenţa necesarului de investiţii din energie 

asupra dezvoltării economiei naţionale 

Indicatorul sintetic care descrie cel mai bine dezvoltarea economică rămâne 

– cu toate criticile asupra sa – produsul intern brut (PIB). Prezentul subcapitol are 

drept scop să identifice influenţa investiţiilor din sectorul energiei electrice asupra 

întregii economii naţionale, răspunzând la întrebarea legitimă dacă aceste investiţii 

au sau nu o contribuţie importantă la creşterea PIB în perioada următoare. 

În prezentul studiu, propunem să identificăm această corelare prin calculul 

indicatorului valoarea adăugată brută (VAB) din sectorul energiei electrice (a), 

prin una din cele trei metode acceptate şi anume cea a consumului şi a impactului 

asupra PIB, utilizând metoda funcţiei de producţie (b). 

a) Impactul asupra VAB din sectorul energiei electrice 

Conform acesteia, VAB se poate calcula prin relaţia: 

VAB = consumul privat + investiţia brută + cheltuielile guvernului + 

+ (export − import) 

113


sau 

VAB = C + Inv + CG + (Exp – Imp) (8.10) 

În cazul de faţă, variaţia consumului în unităţi monetare aferentă 

implementării programelor investiţionale în sectorul energiei electrice se 

datorează variaţiei consumului final de energie al populaţiei, deci ΔC poate fi scris 

sub forma: 

ΔC = Ef*pf – Ei*pi (8.11) 

Unde: Ef şi Ei sunt consumurile (la finalul, respectiv începutul intervalului de 

timp), de energie electrică ale consumatorilor casnici, pi şi pf fiind preţurile 

energiei electrice la capetele intervalului. 

Inv include investiţiile în noi echipamente dar nu şi în înlocuirea activelor 

existente şi nici investiţiile financiare. 

CG cuprinde suma cheltuielilor guvernamentale pentru achiziţionarea 

bunurilor şi serviciilor. În cazul de faţă, în calculul variaţiei VAB, se iau în 

considerare doar variaţiile de consum de energie electrică la sfârşitul perioadei 

faţă de începutul acesteia. 

Ex – Imp reprezintă exportul net. În cazul de faţă, scenariile considerate nu 

au luat în calcul posibilitatea de modificare esenţială a exportului net fizic de 

energie electrică în 2020 faţă de momentul 2012. 

O relaţie echivalentă cu formula (8.10) este următoarea: 

VAB = cheltuielile cu consumul final + formarea bruta de capital (Inv + 

CG)+ exportul net, adică: 

VAB = Cons + Inv + (Exp-Imp) (8.12 ) 

În cazul de faţă Cons reprezintă chiar consumul final de energie electrică. 

În legătură cu investiţiile propriu-zise este necesar să detaliem câteva 

lucruri. În primul rând, o bună parte a investiţiilor se va realiza prin scheme fie de 

tipul parteneriatului public-privat (PPP), fie în întregime privat – mai ales în 

domeniul explorării şi exploatării resurselor primare de hidrocarburi prin 

concesiuni, dar şi în dezvoltarea proiectelor de centrale electrice clasice sau pe 

bază de surse regenerabile. Implementarea „pură” de către companii de stat a unor 

obiective energetice va fi rară. 

Pe de altă parte, având în vedere schemele de finanţare uzuale, la o rată 

equity/debt de 35/65%, indiferent de forma de proprietate, rezultă un necesar de 

114


equity de circa 3,09 mld. euro, în timp ce vor trebui atrase circa 5,74 mld. euro de 

pe piaţa financiară. 

Aşa cum s-a calculat în capitolul 7 (a se vedea pentru amănunte şi anexele 

1 şi 2), necesarul de investiţii între 2012 şi 2020 este cel din tabelul nr. 8.2. 

Consumul net de energie electrică a fost prognozat în acest studiu 

(tabelul nr. A.2.1 din anexa 2), iar valorile sunt reluate în tabelul nr. 8.3. care 

prezintă şi influenţa investiţiilor din sectorul energiei electrice asupra VAB până 

în anul 2020. 

Trebuie însă luat în considerare faptul că industria românească nu mai 

poate acoperi necesarul de echipamente, deci valoarea investiţiilor va fi acoperită 

atât de pe piaţa internă, cât şi de pe piaţa externă. De exemplu, la noile centrale 

hidro, o bună parte din investiţie se consumă pe construcţii civile şi mai puţin pe 

echipamente. În schimb, la fermele eoliene sau la cele fotovoltaice, echipamentul 

costă mai mult şi este din import, componenţa de construcţii montaj fiind 

minoritară (10-15%). La înlocuirea unor grupuri termo, valoarea echipamentelor 

este majoritară, iar construcţia şi montajul sunt minore. De aceea, valorile 

prezentate mai sus trebuie considerate a fi maximale. 

Tabelul nr. 8.2. Necesarul de investiţii până în 2020 

Total necesar de putere nouă 

MW 

2011-2015 2016-2020 2011 – 

2020 

910 4500 5410 

Investiţie totală necesară 


Mil. euro 

1753 

7084 

8837 

Investiţia totală în 

Mil. euro 588 2249 2837 

hidrocentrale 

Investiţia totală în centrale 

electrice pe biomasă Mil. euro 975 425 1400 

Investiţie totală în programul 

nuclear *) 

Mil. euro 

- 

- 

- 

Investiții estimate Mil. euro 190 4410 4600 

*) Investiţiile apar probabil după 2020. 

115


Tabelul nr. 8.3. Calculul impactului investiţiilor asupra VAB din sectorul energiei electrice 

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 

1. Consum intern net 

energie electrică (TWh) 

Ritm anual de creştere (%) 

56,4 2,0 57,4 2,0 58,55 2,0 59,9 2,6 61,45 2,6 63,0 2,6 64,7 2,6 66,4 2,6 68,1 

2,6 

2. Consum intern net casnic (considerat 16% 9,02 9,18 9,37 9,58 9,82 10,08 10,35 10,62 10,89 

din consumul total), în TWh 

2. Sold export-import (TWh) 2,7 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,2 3,3 3,5 

3. Durata de utilizare putere de vârf consum 

intern (h/an) 6190 6210 6230 6200 6163 6160 6160 6152 6140 

120,9 123,87 127,03 132,49 139,99 157,11 169,31 187,20 203,13 

4. Preţ probabil energie electrică la 

consumatorul casnic *) datorată investiţiilor 

în sector, în Euro 2012/MWh 

5. Valoare consum total, în mld Euro 2012 6,82 7,11 7,44 7,94 8,60 9,90 10,95 12,43 13,83 

6. Valoare consum casnic, în mld Euro 2012 0,24 0,25 0,25 0,34 0,36 0,41 0,44 0,49 0,53 

7. PIB prognozat **) , în mld Euro 2012 133,0 149,1 159,5 169,8 180 190,5 200,9 212,1 224,2 

8.Incrementul anual al investiţiei, în mld - 0,442 0,442 0,707 0,884 2,386 1,326 1,767 0,884 

Euro 2012 

9. Aport procentual la VAB, în % - 0,337 0,301 0,500 0,532 1,350 0,712 0,903 0,436 

*) 

**) 

***) 

corelat cu subcapitolul 9.2. 

corelat cu prognoza CNP. Inflaţia în zona euro considerată: 2,8% pentru 2010, respectiv 2,4% pentru 2011. 

vezi subcapitolul 9.2. 

116


b) Impactul asupra PIB utilizând metoda funcţiei de producţie 

Plecând de la forma generală a funcţiei de producţie clasică 

y = f(x 1 , x 2 , …, x n ), unde x 1 , x 2 , …, x n reprezintă cantităţile din cele n inputuri, iar 

y reprezintă outputul maxim, vom utiliza o funcţie de producţie multifactorială, în 

care vom lua în considerare factorii de producţie capitalul (K) şi munca (L). 

Astfel, funcţia folosită în continuare va fi exprimată sub forma Y = f (K,L). 

În cazul nostru, am utilizat următoarele variabile pentru perioada de timp 

1991-2020: 

- Variabila endogenă (Y) = PIB exprimat în preţuri 2005 (miliarde lei); 

- Variabila exogenă (L) = populaţia ocupată; 

- Variabila exogenă (K) = stocul de capital, exprimat în preţuri 2005 

(miliarde lei). 

Plecând de la datele de mai sus am folosit următorul model pentru 

estimarea unei funcţii de tip Cobb-Douglas: 

Y = AK α L β . (8.13) 

În literatura de specialitate, de cele mai multe ori, A reprezintă parametrul 

de eficienţă (tehnologică sau de altă natură), însă în cazul nostru după logaritmare 

îl vom folosi ca vector al reziduurilor. 

Logaritmând în ambele părţi ale egalităţii, modelul de mai sus a fost adus 

la o ecuaţie liniară care are următoarea specificaţie: 

log Y = log A + αlogK +βlogL (8.14) 

Coeficienţii acestei ecuaţii au fost estimaţi cu ajutorul programului 

Eviews. Astfel α, β (nenegativi) reprezintă modificările proporţionale ale PIB-ului 

în cazul unei modificări proporţionale asupra variabilelor exogene K şi, respectiv, 

L. Acest lucru implică faptul că α+β ne arată intensitatea randamentelor la scară. 

Astfel pentru ecuaţia (8.14), avem următoarea situaţie conform Eviews: 

Dependent Variable: LOG(Y) 

Method: Least Squares 

Date: 10/01/12 Time: 11:23 

Sample: 1991 2020 

Included observations: 30 

Variable Coefficient Std. Error t-Statistic Prob. 

C 4.416736 1.693443 2.608140 0.0147 

LOG(K) 0.477933 0.026166 18.26547 0.0000 

LOG(L) 0.063221 0.159822 0.395570 0.6955 

117


R-squared 0.962145 Mean dependent var 10.26234 

Adjusted R-squared 0.959341 S.D. dependent var 0.274447 

S.E. of regression 0.055340 Akaike info criterion -2.856018 

Sum squared resid 0.082687 Schwarz criterion -2.715899 

Log likelihood 45.84028 Hannan-Quinn criter. -2.811193 

F-statistic 343.1258 Durbin-Watson stat 0.605404 

Prob(F-statistic) 0.000000 

Observăm astfel în cazul ecuaţiei (8.14) că α + β < 1, ceea ce ne indică 

faptul că parametrul A, ce denotă impactul progresului tehnologic, nu a fost luat 

în considerare. După cum ştim în cazul în care α + β< 1, funcţiile de tip 

Cobb-Douglas au randamente la scară descrescătoare sau altfel spus modificarea 

PIB va fi mai mică decât modificarea factorilor de producţie, K şi L. Aceeaşi 

observaţie este valabilă şi în cazul funcţiei ce depinde de KI din ecuaţia (8.16). 

Testul Durbin Watson care ne ajută să determină prezenţa corelării seriale, 

ne furnizează o valoare mai mică decât cea teoretică, dL, ceea ce ne confirmă 

prezenţa autocorelării. În acest caz, un alt test ar fi fost mai indicat, însă folosim 

Durbin Watson, datorită faptului că perioada studiată este scurtă. 

Pentru a putea neutraliza autocorelarea, am introdus o nouă variabilă 

exogenă, cu acest singur scop, şi anume AR(1), care reprezintă un proces 

autoregresiv de ordinul 1. 

În acest fel, s-au obţinut noi valori pentru estimatorii parametrilor, însă cu 

semnificaţii mai bune: 



Date: 10/01/12 Time: 11:45 

Sample (adjusted): 1992 2020 

Included observations: 29 after adjustments 

Convergence achieved after 7 iterations 


C 7.300476 2.407817 3.031989 0.0056 

LOG(K) 0.501947 0.042706 11.75344 0.0000 

LOG(L) -0.280813 0.249327 -1.126283 0.2707 

AR(1) 0.646589 0.123385 5.240413 0.0000 


118








Vom păstra în continuare forma acestui model şi prin prisma celorlalte 

teste, prin faptul că R 2 este foarte aproape de 1, probabilităţile şi statisticile t fiind 

suficient de concludente. 

În varianta a doua, cea în care luăm în considerare şi investiţiile în energie, 

înlocuim variabila K cu KI; unde KI = K + Investiţiile în energie (începând cu 

2013, până în 2020): 

Y = AKI α L β (8.15) 

Şi forma liniară după logaritmare: 

log Y = log A + αlogKI + βlogL (8.16) 

După cum s-a stabilit anterior, nivelul investiţiilor (exprimate în milioane 

euro) pentru perioada 2011-2015 se ridică la 1.753 mil. euro, iar pentru perioada 

2016-2020 la 7.084 mil. euro. 

În cazul simulării noastre am utilizat următoarele sume pentru investiţii 

(exprimate în mil. lei), calculate la cursul mediu anual din 2005, 1 euro = 3,6234 

lei (pentru a menţine anul de bază 2005, an la care sunt raportate PIB, stocul de 

capital şi FBCF). 

An 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 

Valoare investiţii 

(mil. lei) 

1602 1602 2562 3203 8645 4805 6403 3203 

Pentru estimarea parametrilor ecuaţiei (8.16), avem: 



Date: 10/01/12 Time: 11:58 

Sample (adjusted): 1992 2020 

Included observations: 29 after adjustments 

Convergence achieved after 6 iterations 

119



C 7.709633 2.379488 3.240039 0.0034 

LOG(KI2005) 0.486897 0.041053 11.86015 0.0000 

LOG(L) -0.307525 0.245735 -1.251451 0.2224 

AR(1) 0.637626 0.125063 5.098421 0.0000 








Pentru a putea stabili eficienţa unui singur factor de producţie, şi anume K 

respectiv KI, asupra PIB-ului, vom folosi indicatorul marginal specific lui K 

respectiv KI, asociat funcţiilor (8.13) şi (8.15): 

ε K = ∂f/∂K = AαK α-1 L β = α(Y/K)) (8.17) 

ε KI = ∂f/∂KI = AαKI α-1 L β = α(Y/KI) (8.18) 

În continuare putem observa în tabelul nr. 8.4, indicatorul marginal care 

măsoară contribuţia efectivă a factorului K respectiv KI asupra PIB: 

Tabelul nr. 8.4. Indicatorul marginal ( K ) şi contribuţia efectivă a lui K şi KI în PIB 

K 

KI 

K 

(investiţiile în 

energie) 

(mil. lei) 

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 

993296 1048082 1108503 1174547 1245642 1321673 1402791 1489791 

1009311 1064097 1134120 1206578 1332096 1369719 1466817 1521822 

1602 1602 2562 3203 8645 4805 6403 3203 

ε K 0,1908 0,1855 0,1800 0,1745 0,1689 0,1635 0,1582 0,1531 

ε KI 0,1838 0,1770 0,1717 0,1655 0,1597 0,1512 0,1485 0,1429 

Creştere PIB 

datorită 

majorării K cu 2970 2883 4469 5409 14131 7599 9800 4743 

I (investiţiile 

în energie) 

Sursa: Calcule ale autorilor. 

120


Astfel, putem determina în continuare evoluţia PIB şi impactul investiţiilor 

în energie asupra PIB-ului, cu ajutorul următorilor indicatori: 

a) Indicele de dinamică şi ritmul de dinamică, cu bază fixă – faţă de anul 

2012 (procentual): 

AN 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 

It%/1 112,0 115,3 123,8 130,4 159,7 144,3 154,5 143,7 

Rt/1 12,0 15,3 23,8 30,4 59,7 44,3 54,5 43,7 

b) Indicele de dinamică şi ritmul de dinamică, cu bază mobilă – faţă de 

anul anterior (procentual): 

AN 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 

% 

I t /t–1 112,0 102,9 107,3 105,4 122,5 90,4 107,1 93,0 

Rt /t–1 12,0 2,9 7,3 5,4 22,5 -9,6 7,1 -7,0 

c) Indicele mediu de dinamică şi ritmul de dinamică, pe orizontul de timp 

2012-2020: 

Ĩ = (∏ n t=2 I t/t-1 ) 1/(n-1) = 1,046 (104,6%) 

R = (I-1) * 100 = +4,64% 

Deci, în perioada 2012-2020, impactul estimat al investiţiilor în sectorul 

energetic asupra PIB este de +4,64 puncte procentuale. 

121


9. MODIFICĂRI VIITOARE PROBABILE ALE PREŢULUI 

ENERGIEI ELECTRICE 

122 

9.1. Premise 

Preţurile energiei electrice depind, într-o piaţă liberalizată, de jocul cererii 

şi ofertei, dar trebuie să satisfacă inevitabil principiul „cost plus”, iar costurile 

sunt legate de comportamentul preţurilor purtătorilor primari de energie. Acestea 

sunt la rândul lor formate, pentru unii dintre purtători, pe pieţe mondiale (cărbune 

energetic, ţiţei şi prin legătură uzuală – gazele naturale), pe pieţe regionale 

(energia electrică şi gazele importate), respectiv pe pieţele domestice (energia 

electrică, lignit şi huilă produse în ţară). De aceea, este deosebit de dificil să se 

aprecieze valorile acestor preţuri pe termen lung, însă un lucru este cert: în viitor, 

pe termen lung, costul combustibililor fosili nu poate decât să crească dintr-o 

multitudine de motive. Efectele acestei tendinţe sunt clare: costuri mai mari de 

producere şi de aici preţuri mai mari de ofertare pe piaţa internă. 

Întrucât, aşa cum am spus mai sus, influenţele sunt complexe şi depind de 

mişcările pieţelor mondiale şi regionale, respectiv continentale, prezentul studiu ia 

în considerare o serie de lucrări ([1], [2], [3], [4], [5]) care fac aprecieri, respectiv 

propun modul în care aceste preţuri ar putea evolua în condiţii normale şi fără 

luarea în considerare a unor evenimente politice sau conflictuale în zonele 

fierbinţi ale globului. În cele ce urmează vom rezuma aceste tendinţe. 

a) Costul combustibililor fosili ([71] şi [72]) 

Din jocul creşterii cererii mondiale de petrol, gaze naturale şi cărbune, fapt 

acceptat de toate lucrările AIE, şi a creşterii costurilor de extracţie pe măsura 

epuizării zăcămintelor uşor exploatabile. Totuşi, este riscant să se aprecieze 

evoluţia preţurilor combustibililor fosili şi de aceea este de remarcat lipsa unor 

predicţii clare ale acestor evoluţii, comparativ cu abundenţa predicţiilor evoluţiei 

consumului acestor resurse ([71]), întrucât dificultatea realizării predicţiilor de 

evoluţie a preţurilor este recunoscută chiar de companiile ce exploatează 

zăcăminte de petrol şi gaze naturale, companii care la Forumul Internaţional al 

Energiei de la Cancun (IEF) din martie 2010 au cerut insistent o stabilizare a 

pieţelor de hidrocarburi şi o creştere a predictibilităţii preţurilor, capabile să 

asigure investiţiile upstream ([72]). 

Conform lucrării [72], în România „aproape 40% din producţia de energie 

electrică se bazează pe cărbune. În ultimii ani, preţul cărbunelui autohton a crescut


cu circa 10% pe an, pe fondul indexării cu inflaţia şi a creşterii costurilor de 

extracţie. Suplimentar, din 2011 a fost eliminată subvenţia pentru huilă, cu 

excepţia minelor ce se vor închide până în anul 2018, ceea ce va duce la o nouă 

creştere a preţului acestui cărbune (estimat cu până la 40%)”. 

b) Costul emisiilor de CO 2 

Sistemul de tranzacţionare a certificatelor de emisii [74] asigură 

internalizarea costurilor cu emisiile de gaze cu efect de seră în preţul energiei, 

deci o nouă creştere. Din nou este dificil de realizat o predicţie a acestor costuri, 

deoarece certificatele de emisii se tranzacţionează pe o piaţă concurenţială, iar 

preţul unei tone de CO 2 a variat în trecut de la câţiva eurocenţi la peste 20 de euro. 

În ceea ce priveşte România, lucrarea [72], considerând un preţ al tonei de 

CO 2 de 35 de euro – valoare utilizată în simulări şi de Comisia Europeană, se pot 

estima costuri suplimentare de: 

- 6 euro/MWh în 2012 (achiziţie a 20% din certificatele de emisii 

necesare); 

- 14 euro/MWh în 2013 (achiziţie a 100% din certificatele de emisii 

necesare). 

Pe lângă transferul la consumatorul final, aceste costuri cu emisiile de gaze 

cu efect de seră vor duce şi la o modificare a structurii costului producţiei de 

energie electrică, unităţile pe cărbune devenind marginale. 

Se menţionează şi posibilitatea obţinerii unor derogări, prin aplicarea 

articolului 10c din Directiva 2009/29/EC privind modificarea sistemului de 

tranzacţionare a certificatelor de emisii. Conform acestui articol, statele membre 

care îndeplinesc anumite condiţii, printre care şi România, pot aloca gratuit parte 

din certificatele de emisii necesare unor producători de energie electrică din surse 

fosile, în mod regresiv şi numai până în 2016. 

c) Costul apei 

Conform legislaţiei în domeniu, producătorii de energie ce utilizează apa 

fie direct la producerea energiei electrice (Hidroelectrica), fie în circuitele de 

răcire, trebuie să o plătească, iar aceste costuri reprezintă între 1% şi 10% din 

costurile de producţie a energiei electrice, funcţie de tehnologia utilizată. Până în 

prezent se constată că acest cost al apei a crescut anual, prin hotărâri ale 

guvernului cu valori cel puţin egale cu rata inflaţiei, iar după schimbarea 

legislaţiei efectuată la începutul anului 2010, preţul apei poate fi modificat 

printr-un simplu ordin al ministrului Mediului și Pădurilor. 

123


d) Influenţa preţului certificatelor verzi 

Creşterea an de an a cotei energiei electrice „verzi” duce la mărirea 

preţurilor de achiziţionare a energiei electrice la nivelul furnizorilor, respectiv a 

consumatorului final. În figura nr. 9.1 sunt indicate cotele anuale realizate de 

achiziţie de certificate verzi în perioada 2005-2011 comparativ cu cele legal 

stabilite. 

Figura nr. 9.1. Cotele anuale realizate de achiziţie de certificate verzi în perioada 2005 – 

2011 comparativ cu cele legal stabilite 

10.00% 

5.00% 

0.00% 

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 

4.800% 

3.200% 

1.600% 

0.000% 

Cote anuale obligatorii legal stabilite de 0.70% 2.22% 3.74% 5.26% 6.28% 8.30% 

CV pentru perioada 2005-2010 

Cote anuale de CV realizate pentru 0.019% 0.053% 0.098% 0.316% 0.589% 1.566% 3.746% 

perioada 2005-2011 

Sursa: ANRE [74]. 

Conform ANRE, efectele economice ale cotelor de certificate verzi în 

prețul energiei electrice la consumatorul final, in intervalul 2005-2010 se prezintă 

în tabelul nr. 9.1. 

Tabelul nr. 9.1. Variaţia preţului energiei electrice la consumatorul final datorită certificatelor verzi 

Anul 2005 2006 2007 2008 2009 2010 

Variație 

preț 

(lei/MWh) 

+0,026 +0,078 +0,144 +0,484 +1,213 +3,552 

Pentru perioada următoare, lucrarea [73] avansează, pe baza datelor ANRE 

şi a viziunii Direcţiei Generale din MECMA, câteva cifre privind impactul simplu 

al preţului certificatelor verzi aferente cotelor impuse. Conform acestora, se 

ajunge la creştere a preţului marginal al energiei electrice la nivelul anului 2012 

cu circa 27 euro/MWh. 

În schimb, Strategia energetică pentru perioada 2007-2020 [76] prevede 

atingerea unei ponderi de 38% energie electrică din surse regenerabile în totalul 

consumului brut naţional de energie electrică. Lucrarea [72] consideră că probabil 

„valoarea va trebui ajustată la circa 41%, în vederea atingerii ţintei de 24% 

energie din surse regenerabile în total consum brut naţional de energie al anului 

2020, ţintă stabilită prin Directiva 2009/28EC”. 

124


În sfârşit, cea mai complexă abordare o au, în privinţa evaluării evoluţiei 

preţurilor purtătorilor de energie, lucrările [73], [74] și [75]. Pe baza acestora se 

pot aprecia, în ipoteza a două variante (maxim şi minim), următoarele valori: 

a) preţul lignitului autohton este dat în tabelul nr. 9.2 (unitatea monetară 

este lei 2011) 

b) preţul cărbunelui energetic pe piaţa mondială este prezentat în tabelul 

nr. 9.3. 

c) preţul ţiţeiului este preluat din lucrarea instituţiei celei mai autorizate 

pentru piețele mondiale de energie, şi anume Agenţia Internaţională a Energiei 

(AIE) în cadrul lucrării [71], în tabelul nr. 9.4. 

d) preţul gazelor naturale din import. 

Tabelul nr. 9.2. Evoluţia preţului lignitului autohton în perioada 2010-2035 

Lignit 

autohton 

Ipoteza 

Minim 

Ipoteza 

Maxim 

Ipoteza 

Minim 

Ipoteza 

Maxim 

UM 2010 2015 2020 2025 2030 2035 Ritm 

mediu 

2010-2035 

(%) 

euro/GJ 1,64 1,58 1,51 1,625 1,755 1,885 0,56 

euro/GJ 1,83 2,08 2,36 2,68 2,89 3,1 2,13 

lei/t 54,00 52,01 49,71 53,50 57,77 62,05 

lei/t 60,24 68,47 77,69 88,23 95,14 102,05 

Tabelul nr. 9.3. Evoluţia preţului cărbunelui energetic pe piaţa externă în perioada 2010-2035 

Cărbune 

energetic 

din import 

Ipoteza 

Minim 

Ipoteza 

Maxim 

Ipoteza 

Minim 

Ipoteza 

Maxim 

UM 2010 2015 2020 2025 2030 2035 Ritm 

mediu 

2010-2035 

(%) 

euro/GJ 3,18 3,67 4,24 4,65 5,11 5,62 2,30 

euro/GJ 3,18 3,98 5,00 5,38 5,80 6,25 2,74 

euro/t 73 85 98 107 118 129 2,30 

euro/t 73 92 115 124 134 144 2,74 

125


Tabelul nr. 9.4. Evoluţia preţului ţiţeiului în perioada 2010-2035 

Scenariul de 

referinţă 

[$ 2009 /baril] 

Ritm mediu 

anual de 

creştere 


2009 2015 2020 2025 2030 2035 Observaţii 

62 95 108 118 123 125 - se menţin actualele 

tendinţe de acces pe 

piaţă; 

- se menţine ponderea 

OPEC pe piaţă. 

5,2%/an 1,0% /an - creşte ponderea 

consumului în 

transport 

2,7% 

Pe piaţa internaţională preţul gazelor naturale este indexat faţă de preţul 

ţiţeiului, urmărind evoluţia şi variaţiile acestuia. Aceeaşi Agenţie Internaţională a 

Energiei a plecat de la valorile maxime şi minime estimate pentru finele anului 

2010, aplicându-se indicii de creştere pentru perioada 2010-2035 pentru ţiţei, 

conform scenariului de referinţă. 

Au rezultat următoarele evoluţii pentru preţul gazelor naturale din import 

în perioada 2010-2035, în cele două scenarii prezentate în tabelul nr. 9.5. 

Tabelul nr. 9.5. Evoluţii pentru preţul gazelor naturale din import în perioada 2010-2035 

Gaze 

naturale 

din 

import 

Ipoteza 

Minim 

Ipoteza 

Maxim 

Ipoteza 

Minim 

Ipoteza 

Maxim 

UM 2010 2015 2020 2025 2030 2035 Ritm 

mediu 

2010-2035 

(%) 

euro/GJ 6,77 8,04 9,14 10,00 11,40 10,60 

euro/GJ 7,69 9,13 10,38 11,35 11,83 12,01 

euro/ 

1000 m 3 255 303 344 377 392 400 1,8 

euro/ 290 344 390 428 446 453 1,8 

1000 m 3 


Pentru preţul păcurii (folosită în special drept combustibil de adaos la 

centralele pe cărbune) s-a aplicat evoluţia creşterii preţului ţiţeiului la preţul actual 

al acestui combustibil. 

126


Tabelul nr. 9.6. Evoluţia preţului păcurii în perioada 2010-2035 

Păcură UM 2010 2015 2020 2025 2030 2035 Ritm mediu 

2010-2035 

(%) 

euro/GJ 6,13 7,35 8,81 9,40 10,02 10,69 2,25 

euro/t 256 307 369 394 420 448 

e) preţul combustibilului nuclear 

Din evaluările efectuate de CN Nuclearelectrica SA se apreciază 

următoarea evoluţie a preţului combustibilului nuclear, ca valoare la conţinutul de 

energie, prezentată în tabelul nr. 9.7. 

Tabelul nr. 9.7. Evoluţia preţului combustibilului nuclear în perioada 2010-2035 

Combustibil 

nuclear 

UM 2010 2015 2020 2025 2030 2035 Ritm mediu 

2010-2035 

(%) 

euro/Gcal 1,39 1,69 2,07 2,34 2,65 3,00 3,12 

euro/GJ 0,332 0,404 0,494 0,559 0,633 0,717 3,12 

Lucrarea [4] are o abordare interesantă prin calculul poziţiile relative a 

diferiţilor combustibili din punct de vedere al scenariilor de evoluţie a preţurilor 

pe piaţă, comparativ cu preţul lignitului în scenariul minim (tabelul nr. 9.8). 

Pe baza acestor costuri relative s-au făcut prognoze ale preţurilor 

combustibililor raportate la unităţi naturale (tabelul nr. 9.8). Pe baza acestor cifre 

se pot trage următoarele concluzii: 

Lignitul rămâne cel mai ieftin combustibil (raportat la unitatea de 

energie conţinută) comparativ cu ceilalţi combustibili în perioada analizată; 

Gazele naturale (mai ales componenta importată) se menţin drept cel 

mai scump combustibil, dar întrucât produc cel mai redus impact asupra mediului 

în comparaţie cu ceilalţi combustibili fosili sunt una dintre soluţiile viabile pentru 

dezvoltarea sustenabilă a economiei României; 

Creşterea cererii pe plan mondial face ca un combustibil de bază şi anume 

cărbunele energetic să aibă o dinamică de creştere a preţului mai mare decât în trecut; 

De aceea, cărbunele energetic din import va costa între de două şi trei 

ori mai mult pe unitatea de energie decât lignitul indigen extras din unităţi 

rentabilizate şi cu productivitate mărită. Vestea bună este că acest combustibil îşi 

va micşora contribuţia în mixtul combustibilului aferent economiei româneşti. 

127


Eficienţa economică a utilizării acestor resurse se va diferenţia şi mai 

mult prin intrarea în funcţiune a mecanismului de achiziţionare integrală a 

certificatelor de emisii de CO 2 pe bază de licitaţii, din 2013 (EU–ETS). 

Singurul element pozitiv îl reprezintă efectul concurenţial de pe piaţa 

certificatelor verzi, care va scădea preţul acestora. 

Tabelul nr. 9.8. Costul relativ faţă de lignit (ipoteza minimă) a combustibililor utilizaţi 

la producerea energiei electrice 

An 2010 2015 2020 2025 2030 2035 

Combustibil 

Lignit 

Lignit – Minim 1 1 1 1 1 1 

Lignit – Maxim 1,12 1,32 1,56 1,65 1,65 1,64 

Cărbune import 

Cărbune import – Minim 1,94 2,32 2,81 2,86 2,91 2,98 

Cărbune import – Maxim 1,94 2,52 3,31 3,31 3,30 3,32 

Gaze naturale 

Gaze naturale – Minim 4,13 5,83 6,92 7,05 6,78 6,45 

Gaze naturale – Maxim 4,69 6,61 7,84 8,00 7,70 7,30 

Păcură 3,74 4,65 5,83 5,78 5,71 5,67 

Combustibil nuclear 0,20 0,25 0,33 0,34 0,36 0,38 

Tabelul nr. 9.9. Prognoze ale preţurilor combustibililor raportate la unităţi naturale 

Tipul 

combustibilului 

Lignit 

autohton 

Cărbune 

energetic 


Gaze 

naturale 


Scenariul UM 2010 2015 2020 2025 2030 2035 Ritm 

mediu 

2010- 

2035 

% 

Ipoteza lei/tonă 54,00 52,01 49,71 53,50 57,77 62,05 0,56 

Minim 

Ipoteza lei/tonă 60,24 68,47 77,69 88,23 95,14 102,05 2,13 

Maxim 

Ipoteza euro/t 73 85 98 107 118 129 2,30 

Minim 

Ipoteza euro/t 73 92 115 124 134 144 2,74 

Maxim 

Ipoteza euro/1.000 255 303 344 377 392 400 1,81 

Minim m 3 

Ipoteza euro/1.000 290 344 390 428 446 453 1,81 

Maxim m 3 

Păcură euro/t 256 307 369 394 420 448 2,25 

128


9.2. Influenţa investiţiilor necesare în sectorul energiei 

asupra inflaţiei 

Din cele de mai sus, rezultă clar că orice formă de energie necesară 

economiei naţionale va fi mai scumpă pe intervalul analizat decât în momentul de 

faţă. Acest lucru va avea un efect direct asupra indicelui inflaţiei. Impactul se 

poate calcula având în vedere modul cel mai probabil în care variază preţurile 

diverşilor purtători de energie, cotele acestora în mixtul energetic al ţării şi 

influenţa creşterii asupra coşului care sta la baza calculului indicelui de inflaţie. În 

acest sens, se pot utiliza formulele: 

ΔPreţ total = Σj ΔPreţj*qj (9.1) 

Unde: ΔPreţ total este variaţia preţului mixtului de energie pentru 

România, Δpreţj – variaţia preţului tipului j de purtător de energie, iar qj – cota 

acestui tip de purtător în mixtul de energie. 

Variaţia relativă se poate determina simplu cu relaţia: 

ΔP rel = ΔPreţ total/ ΔPreţ total iniţial (9.2 ) 

În indicele de inflaţie, cheltuielile cu energia intră cu cota x deci efectul 

asupra inflaţiei va fi: 

Δinfl = x* ΔP rel (9.3) 

Valorile uzuale ale cotei x sunt cuprinse în intervalul 10-15%, valori mai 

mari decât 15% reprezentând practic o „sărăcie energetică” pentru consumatori. 

La nivel european, indicele armonizat al preţurilor de consum (IAPC) este de 

15,6% dar el cuprinde nu numai energia, ci şi cheltuielile cu apa şi întreţinerea 

locuinţei. 

Solicitarea beneficiarului acestui studiu a fost însă alta şi anume de a se 

determina influenţa noilor investiţii din sector asupra indicelui inflaţiei, deci nu 

efectul creşterii preţurilor purtătorilor de energie. Pentru a determina acest lucru, 

trebuie calculat efortul investiţional anual bazat pe cel mai probabil scenariu de 

implementare a investiţiilor pe intervalul analizat. Elementele luate în considerare 

le reprezintă atât amortizarea acestor investiţii, cât şi partea din serviciul datoriei 

aferent dobânzilor şi comisioanelor care trebuie plătite finanţatorilor. 

Conform celor prezentate în subcapitolul 7.3, la o rată equity/debt de 

35/65%, indiferent de forma de proprietate, rezultă un necesar de equity de circa 

6,25 mld. euro, în timp ce vor trebui atrase circa 11,6 mld. euro de pe piaţa 

financiară. Investiţiile de această anvergură solicită echipamente performante de 

obicei importate, deci cel mai plauzibil este ca împrumuturile să fie în euro, cu 

excepţia grupurilor nucleare 3 şi 4 de la Cernavodă care vor fi finanţate în dolari. 

De aceea, o dobândă medie de 5% pe an este apropiată de realitate. 

129


În legătură cu graficul de eşalonare a investiţiilor, se fac următoarele ipoteze: 

Investiţiile pe combustibili fosili se realizează în general în intervale de 

1,5-2 ani, deci perioade de graţie de 2 ani sunt plauzibile. 

Niciunul din programele luate în considerare nu are rezolvată 

problema finanţării, de aceea, este nevoie să luăm în considerare o perioadă de cel 

puţin 1-1,5 ani pentru închiderea schemei financiare. 

Din aceste motive, nu putem considera o valoare mai mare de 5% 

pentru primul an (2013), ajungând la 10% în al doilea an al intervalului 

considerat, probabil pentru investiţii în regenerabile. Abia de aici încolo, cu 

condiţia posibilităţii atragerii investiţiilor străine, inclusiv a fondurilor europene, 

să se poată aborda investiţii mai importante din sectorul hidro sau termo. 

Se consideră o valoare medie a maturităţii împrumuturilor de 6 ani, 

obişnuită în aceste cazuri. 

În tabelul nr. 9.10 se prezintă o schemă posibilă de investiţii care va sta la 

baza calculului influenţei lor asupra IAPC. S-a luat în considerare şi momentul 

scoaterii din funcţiune al unor grupuri care trebuie înlocuite în intervalul de timp 

considerat. 

Tabelul nr. 9.10. O posibilă schemă de eşalonare a investiţiilor în sectorul energetic românesc în 

intervalul 2013-2020 

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 

1. Cota cumulată 5% 10% 18% 28% 55% 70% 90% 100% 

2. Echivalentul, în 0,442 0,884 1,591 2,474 4,860 6,186 7,953 8,837 

mld. euro 

3. Incrementul anual al 0,442 0,442 0,707 0,884 2,386 1,326 1,767 0,884 

investiţiei, în mld. euro 

4. Equity necesar 0,155 0,155 0,247 0,309 0,835 0,464 0.619 0,309 

anual, în mld. euro 

5. Împrumut, în mld. 0,287 0,287 0,460 0,574 1,551 0,862 1,149 0,574 

euro 

6. Serviciul datoriei, în 0,014 0,029 0,074 0,140 0,237 0,319 0,580 0,792 

mld. euro 

7. Recuperare anuală 0,168 0,183 0,322 0,450 1,072 0,783 1,198 1,101 

prin preţul energiei 

electrice, în mld. euro 

8. Consumul de 57,00 57,90 58,90 60,00 62,60 64,20 67,00 69,10 

TWh *) 

energie electrică, în 

9. Creşterea preţului 2,97 3,17 5,46 7,49 17,13 12,20 17,89 15,93 

energiei electrice 

datorată investiţiilor, 

în euro/MWh 

*) conform ultimei propuneri de strategie a sectorului energiei electrice, scenariul de referinţă. 

130


La momentul iulie 2012, preţul la consumatorul casnic al energiei electrice 

(în Bucureşti) – conţinând energia activă consumată, rezervarea, contribuţia 

pentru cogenerare şi acciză (dar fără TVA) era de circa 0,52 lei/kWh, adică 

520 lei/MWh. La o rata de schimb admisă pentru calculul accizei de 

4,3001 lei/euro, rezultă un preţ la consumator de 120,9 euro/MWh. Plecând de la 

aceste valori, în tabelul următor se determină influenţa asupra inflaţiei a efectului 

investiţiilor necesare a fi realizate în sectorul energiei electrice. Pentru a putea 

prinde doar acest efect, nu se iau în considerare creşterea preţului datorată 

celorlalte influenţe: creşterea preţurilor purtătorilor primari de energie, mărirea 

ponderii regenerabilelor în mixtul de energie al ţării etc. 

Tabelul nr. 9.11. Calculul variaţiei indicelui de inflaţie datorată investiţiilor propuse 

Creşterea de preţ 

datorită 

investiţiilor, 

în euro/MWh 

Creșterea relativa 

de preț an de an, în 

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 

2,95 3,17 5,46 7,47 17,13 12,20 17,89 15,93 

2,45 2,56 4,30 5,65 12,23 7,77 10,56 8,51 

% 

Aportul la IAPC, 0,25 0,26 0,43 0,57 1,22 0,78 1,06 0,85 

faţă de 2012, în % *) 

*) S-a considerat cota cheltuielilor energetice în IAPC de 10%. 

Reducerea indicelui de inflaţie de la 2019 la 2020 se explică prin faptul că 

până atunci o bună parte din investiţii s-au amortizat deja. 

Pe întregul interval, aportul anual mediu la IAPC al investiţiilor (în 

ipoteza schemei de finanţare propuse) până la nivelul anului 2020 este de 0,68%. 

131


10. PROPUNERI DE POLITICI SECTORIALE ÎN SCOPUL 

DEZVOLTĂRII SUSTENABILE A SECTORULUI 

ROMÂNESC AL ENERGIEI 

10.1. Întrebări încă fără răspuns 

Prezentul studiu a încercat să răspundă la o serie de întrebări fundamentale 

privind viitorul sectorului energetic românesc şi să înarmeze decidenţii cu 

concluziile analizelor privind necesarul de investiţii şi impactul acestor investiţii 

asupra economiei naţionale. Însă deciziile privind dezvoltarea energetică 

reprezintă un proces de analiză multidisciplinară şi trebuie să pornească de la o 

serie de opţiuni şi determinări de ordin macroeconomic, cum ar fi cele de 

securitate, social şi demografic şi care să se cristalizeze în politici publice 

sustenabile. De aceea, încă rămân o serie de întrebări fundamentale de elucidat. 

Dintre cele mai importante menţionăm următoarele: 

a) Încă nu există şi deci trebuie elaborată o viziune stabilă pe termen 

lung privind evoluţia macroeconomică, a structurii economiei şi a consumului de 

energie primară şi energie electrică în corelaţie cu evoluţia economică, socială şi 

demografică; 

b) Studiul conţine un capitol special referitor la energetică nucleară în 

România unde încearcă să lămurească unele aspecte tehnice şi de politică 

energetică aferente acestui domeniu, dar nu poate suplini deciziile politice şi de 

aceea mai există încă neclarităţi de politici macro privind opţiunile nucleare. 

Dintre acestea cele mai importante ar fi: momentul realizării unităţilor 3 şi 4 de la 

Cernavodă (sigur după 2020), viitorul programului nuclear după Cernavodă; 

reacţia opiniei publice şi găsirea soluţiei de depozitare de lungă durată a deşeurilor 

şi transportul lor la acest depozit. 

c) O problemă încă nerezolvată o reprezintă restructurarea sectorului de 

generare a energiei electrice. Au fost mai multe încercări, însă din cauza unor 

interpretări neadecvate a studiilor de profil, soluţiile propuse au fost fie neviabile, 

fie au violat reglementările privind competiţia pe piaţa indigenă de energie 

electrică. De aceea, menţinerea competiţiei între tehnologii nu mai poate fi o 

soluţie, iar pentru liberalizarea totală a pieţei se impune o reală nediscriminare, 

transparenţă şi tranzacţionarea energiei numai pe bursa specializată. O altă 

întrebare fundamentală rămâne cea legată de privatizare versus management 

independent. Fără atragerea de capital străin pentru dezvoltare şi modernizare, nu 

se vede posibilitatea de susţinere a sectorului. 

132


d) Nu este subiectul acestui studiu, însă considerăm necesară evaluarea 

impactului pe care îl va avea din 2013 costul CO 2 asupra competitivităţii pe 

piaţa de energie electrică şi în industriile energointensive. Acest aspect poate avea 

un impact semnificativ asupra economiei româneşti şi a structurii sale ulterioare. 

e) O altă problemă acută o reprezintă menţinerea siguranţei în SEN în 

condiţiile creşterii ponderii surselor de energie regenerabile (SER). Prezentul 

studiu a luat în considerare necesarul de putere la vârf care să asigure şi rezerva de 

sistem, calculul investiţiilor necesare în sistem ţinând seama de acest lucru, însă o 

analiză adâncă a tranzitului de putere în situaţia concentrării SER într-o anumită 

zonă a ţării, ca şi incertitudinile pe care le introduc aceste tehnologii (eolian şi 

solar), precum şi necesarul de investiţii în reţele şi staţii trebuie analizate în studii 

de specialitate. Efectul economic imediat al surselor regenerabile îl reprezintă 

creşterea preţului la consumator, deci este necesară evaluarea nivelului de 

suportabilitate al populaţiei la creşterea preţului energiei electrice în condiţiile 

creşterii ponderii acestor tehnologii şi legat de aceasta şi cu impact imediat, 

trebuie realizată reglementarea clară a modului de asigurare a investiţiilor în 

reţelele de transport, investiţii cerute de dezvoltarea rapidă a centralelor electrice 

eoliene. 

f) Ajungerea la un compromis privind noua Directivă a eficienţei 

energetice va impune, după adoptarea ei, implementarea în legislaţia 

românească. Problema fundamentală rămâne cea a găsirii surselor de finanţare 

pentru aplicarea sa. Aşa cum se arată în prezentul studiu, este nevoie de investiţii 

la consumator şi în sectorul energetic de circa 6,4 mld. euro pentru a atinge ţintele 

propuse şi deşi efectele vor fi benefice pentru întreaga economie, ele se vor simţi 

într-o primă etapă şi în factura finală la consumator. Chiar programele de 

modernizare termică a locuinţelor, pe care autorii le consideră salutare, şi care 

sunt realizate în majoritate sau chiar totalitate cu bani publici, ascund împrumuturi 

importante de pe piaţa financiară, care se vor răsfrânge prin taxe mai mari asupra 

cetăţenilor localităților/sectoarelor respective. 

Legat de punctul de mai sus, considerăm că trebuie activate programele de 

reabilitare a sistemelor de încălzire centralizată (încălzirea clădirilor reprezintă 

circa 40% în balanţa de energie primară); pe această cale se pot obţine economii 

anuale de circa 2 mil. tep/an. Întrucât problema este de dimensiune naţională, 

actualul studiu îi acordă spaţiul uneia dintre anexe. 

g) Sunt necesare iniţiative legislative şi de reglementare clare şi stabile 

pentru atragerea investitorilor privaţi în sector. Statul nu mai reprezintă 

principalul investitor în acest sector şi factorii responsabili au datoria de a crea un 

mediu prietenos şi predictibil pentru investiţiile private în reînnoirea parcului de 

capacităţi energetice sau în infrastructura specifică. Este de aşteptat o promovare 

133


mai activă a parteneriatelor public-private în domeniul infrastructurii de transport 

al energiei, chiar în domenii cum ar fi realizarea de conducte de gaz/petrol de la 

platformele de foraj din Marea Neagră la ţărm. Toate acestea solicită între altele 

transformarea cadrului legislativ şi de reglementare şi uneori munca în comun cu 

Comisia Europeană, pentru a adresa aspecte precum ajutorul de stat, 

reglementarea monopolurilor şi a concurenţei. 

h) Din unele sondaje făcute la nivel european rezultă faptul că – din 

nefericire – consumatorul român este unul dintre cei mai puţin informaţi. În 

consecinţă, toate deciziile majore (cele legate de privatizarea, managementul sau 

acţiunile privind eficienţa şi economia de energie) trebuie popularizate, iar 

consumatorul educat în sensul participării sale la luarea deciziei şi legat de 

aceasta, este imperios necesară organizarea cât mai curând a dezbaterii cu privire 

la clarificarea opţiunii referitoare la rezervele de gaze neconvenţionale din 

România şi la explorarea şi exploatarea lor. Legată de aceste aspecte este şi 

necesitatea educării consumatorilor români de energie pentru promovarea 

acţiunilor individuale privind eficienţa energetică. 

10.2. Câteva propuneri 

În cele ce urmează, se prezintă un număr de propuneri de politici publice 

care, în opinia autorilor prezentului studiu, pot ajuta la găsirea răspunsurilor la 

aceste întrebări. Totodată, respectivele propuneri pot influenţa favorabil cadrul în 

care se vor dezvolta investiţiile din sector. 

10.2.1. Promovarea unui cadru legislativ şi de reglementare 

care să permită atragerea investiţiilor private autohtone 

şi străine în sectorul energiei electrice 

Dacă în zona de distribuţie şi furnizare, majoritatea companiilor sunt cu 

capital majoritar privat, în domeniul generării, cu câteva excepţii, companiile 

aparţin statului. Excepţiile notabile le reprezintă cele două centrale construite 

recent de Petrom, respectiv Dalkia, ca şi noile investiţii în regenerabile, cum ar fi 

fermele eoliene realizate sau în curs de realizare de CEZ, Iberdrola, E.O.N. La 

acestea se pot adăuga unităţi ca microhidrocentrale, fotovoltaice, folosind biomasa 

etc., unele finanţate şi cu ajutorul fondurilor europene. 

Dar companiile de stat din zona generării, altădată puternice, au acum 

dificultăţi financiare majore, unele dintre ele, cum ar fi Termoelectrica şi 

Hidroelectrica, ajungând chiar în insolvenţă. După cum s-a arătat în capitolele 

134


anterioare ale prezentului studiu, sume importante trebuie generate pentru a se 

realiza investiţiile necesare în sector. Acest lucru nu este realizabil cu companii de 

stat slabe, folosite mult timp fie ca tampon social, fie ca experimente ale unor 

politici deficitare, de multe ori interesate. De aceea, considerăm că statul şi-a 

pierdut deja, şi această situaţie se va menţine, rolul de lider în domeniul 

investiţiilor, cedând acest rol sectorului privat. În schimb, statul poate să-și 

consolideze poziția de catalizator al acestor investiţii. În consecinţă, considerăm 

că se poate acţiona în următoarele direcţii: 

Atragerea sectorului privat în zona de generare a energiei electrice prin 

parteneriat public-privat folosind un evantai larg de mijloace, de la management 

privat al întreprinderilor de stat până la privatizare propriu-zisă. Prin măsuri de 

acest fel, companiile pot fi redresate financiar, pot genera capitalul necesar şi 

devin mai interesante şi pentru sistemul bancar pentru împrumuturi. 

Sistemul de încurajare prin certificate verzi al proiectelor de 

regenerabile este destul de atractiv şi a declanşat un adevărat „boom” 

transformând România într-un loc interesant pentru investitorii străini mai ales 

domeniul eolienelor şi al fotovoltaicelor. Cu toate acestea, mai rămân încă o serie 

de dificultăţi. Una dintre ele o reprezintă nerezolvarea problemei legale de 

proprietatea liniilor electrice de interconectare cu sistemul energetic a noilor 

obiective care folosesc surse regenerabile. O altă problemă este de ordin tehnic şi 

este legată de destabilizarea sistemului şi poate limita utilizarea acestor surse fără 

luarea unor măsuri specifice, lucru care duce la necesitatea unor limitări, acţiune 

nerezolvată încă la nivel de reglementare. În acest sens, s-ar putea să fie necesară 

regândirea reglementărilor actuale pentru reducerea schemelor de ajutor pentru 

regenerabile, aparent mult prea generoase în comparaţie cu alte ţări europene şi 

pentru ca, aşa cum se arată în lucrarea [1], „pe măsură ce se proliferează 

capacitățile necontrolabile iar capacitățile existente își încheie durata de viaţă 

economică şi chiar tehnică, operatorul de sistem va înfrunta dificultăţi din ce în ce 

mai considerabile, fără a avea instrumentele investiţionale sau controlul direct 

asupra măsurilor de stimulare a investiţiilor”. 

Deşi Legea nr. 123/2012 a energiei electrice şi gazelor naturale este 

recent aprobată, sunt deja numeroase propuneri de modificare a prevederilor în 

sensul încurajării investiţiilor în noi capacităţi de producere a energiei electrice, în 

special din surse regenerabile de energie (SRE), folosind aşa-numitele contracte 

tip PPA (Power Purchase Agreement). Aceste contracte prevăd înţelegeri pe o 

perioadă limitată de timp (2-4 ani) privind vânzarea energiei electrice, la un preţ 

reglementat, către noua capacitate pe piaţă sau către unul sau mai mulţi 

consumatori, timp în care investitorul în noua capacitate îşi realizează un anumit 

echilibru financiar. Aceste contracte de tip PPA sunt negociate şi acceptate de 

către ANRE, iar după trecerea perioadei de valabilitate a contractului PPA, 

135


capacitatea energetică nou realizată începe să vândă energia electrică pe piaţa 

concurenţială. 

Eficienţa energetică este una dintre măsurile considerate prioritare şi de 

autorii acestui studiu pentru rezolvarea problemelor energetice în România. De 

aceea, orice măsură de promovare este binevenită. Aşa cum s-a mai arătat în 

cadrul studiului, noua propunere de Directivă pentru Eficienţă Energetică şi 

Cogenerare propune o serie de politici şi măsuri de aplicare ale acestora mult mai 

radicale ca cele de până acum. Implementarea acestora în România prin actele 

legislative şi de reglementare este imperativ necesară. 

Amânarea rezolvării programului energetic nuclear a dus la întârzieri în 

atingerea ţintei de emisii de gaze cu efecte de seră şi a amplificat incertitudinile în 

privinţa dezvoltării sectorului. Din cauza duratelor mari de realizare a schemelor 

financiare pentru acest tip de obiective energetice, mai ales în condiţiile impuse 

după incidentul Fukushima, de valoarea capitalului implicat şi de perioadele 

necesare pentru realizarea echipamentelor specifice, aceasta întârziere este greu de 

recuperat şi cele două unităţi suplimentare (3 şi 4) vor apărea abia după momentul 

2020, însă numai după rezolvarea unor probleme de bază, dintre care cea mai 

importantă, ni se pare fundamentarea unei decizii juridice a guvernului privind 

modalitatea de realizare a proiectului în privinţa schemei de acţionariat şi a 

schemei de finanţare şi garantare. 

Se simte nevoia înfiinţării unui organism de supraveghere reală a pieţei 

de energie electrică care să asigure un control riguros al tranzacţiilor din piaţă, 

separat de autoritatea de reglementare. Concluziile care se pot trage în urma 

analizei pieţei permit îmbunătăţirea cadrului de reglementare. 

10.2.2. Strategia energetică a României aprobată ca lege în parlament 

Strategia energetică a României pe termen mediu şi lung va trebui să 

răspundă cu soluţii concrete tuturor obiectivelor asumate de România în calitate 

de stat membru al Uniunii Europene. Ca soluţie optimă, guvernul va trebui să 

unească strategia energetică cu cea de mediu într-un document comun, 

coerent concertat pe cerinţele pachetului legislativ privind schimbările 

climatice. Pornind de la constatarea evidentă că domeniile energie şi mediu 

reprezintă priorităţi naţionale şi că nu au culoare politică, strategia trebuie 

aprobată ca lege în Parlamentul României, pentru a i se putea conferi mai 

multă autoritate, stabilitate şi predictibilitate şi însoţită de un acord de 

susţinere pe termen lung, acceptat de toate partidele politice parlamentare (a 

se vedea, în acest sens, exemplul Danemarcei). Considerăm că această strategie 

complexă trebuie însoţită de un plan clar de acţiune, cu proiecte în sectorul public 

şi modalităţi de sprijin al proiectelor din sectorul privat, cu termene şi 

136


responsabilităţi. În acest scop, ministerele responsabile (Ministerul Mediului, 

Ministerul Economiei, Ministerul Administraţiei şi Internelor, Ministerul 

Agriculturii şi Dezvoltării Rurale, Ministerul Transporturilor şi Infrastructurii, 

Ministerul Finanţelor Publice şi Departamentul Afacerilor Europene) vor trebui să 

identifice şi să urmărească partea din programul naţional care le revine la 

realizarea obiectivelor noului pachet. Desemnarea unui coordonator naţional 

unic, cu rol de raportor, sprijinit nemijlocit de toţi factorii implicaţi în realizarea 

proiectelor de investiţii, va fi cheia succesului în răspunsul României la cerinţele 

impuse de pachetul legislativ energie-schimbări climatice, pachetul 3 energie şi 

noua directivă privind eficienţa energetică. 

10.2.3. Rezolvarea problemei suportabilităţii facturii de energie 

electrică la consumatorul casnic 

Noile reglementări europene în domeniul energiei şi schimbărilor climatice 

vor avea şi în cazul României un impact important asupra suportabilităţii 

facturilor pentru energie, prin creşterea preţurilor la toate formele de energie 

(combustibili, energie electrică, energie termică), determinând reconsiderarea 

sistemului de protecţie socială. Preţul combustibililor fosili va creşte, energia din 

surse regenerabile va fi, o perioadă relativ lungă de timp, mai scumpă decât 

energia obţinută din tehnologii convenţionale, iar acestea din urmă vor genera o 

energie tot mai scumpă datorită necesităţii reducerii emisiilor de gaze cu efect de 

seră produse de combustibilii fosili, ca şi datorită investiţiilor de înlocuire a 

puterilor echipamentelor a căror durată de funcţionare a depăşit durata normată de 

viaţă. La acestea, trebuie adăugate măsurile sociale de fiscalitate anticriză 

economică. Cei mai afectaţi vor fi consumatorii vulnerabili care, în cazul 

României, reprezintă un segment important al populaţiei. Fără o strategie 

guvernamentală clară şi fermă de protejare a acestora, elaborată şi implementată 

urgent, efectele sociale vor fi foarte grave. În acest context, responsabilitatea şi 

determinarea factorilor politici de decizie în gestionarea acestui program social 

este fundamentală. În acest context, creşterea preţurilor energiei poate fi atenuată 

prin aplicarea măsurilor de eficienţă energetică. 

Mărimea veniturilor unei familii determină suportabilitatea facturilor 

pentru energie, respectiv, pentru familiile cu venituri mici încadrarea acestora 

într-un sistem de asistenţă socială. În legătură cu suportabilitatea preţurilor pentru 

energie, la nivelul Uniunii Europene se folosesc doi termeni consacraţi: fuel 

poverty, respectiv energy poverty. Aceştia desemnează în esenţă cota cheltuielilor 

cu încălzirea şi prepararea hranei din veniturile unei gospodării, respectiv cota 

cheltuielilor cu energia în general din aceleaşi venituri. În funcţie de valoarea 

137


acestor cote, o familie poate fi catalogată ca fiind vulnerabilă sau nu faţă de 

serviciul de furnizare de energie. Cotele limită pot fi diferite de la ţară la ţară, însă 

în general se consideră că dacă cota de încălzire depăşeşte 10%, iar cea de energie 

15%, vorbim despre populaţie vulnerabilă sau săracă energetic. 

În anul 2011, în România, salariul minim a fost de 158 euro şi câştigul 

salarial mediu net de 341 euro. Riscul de sărăcie sau excluziune socială urcă în 

prezent în România la 46%, pe fondul scăderii populaţiei la 19 milioane de 

persoane, fiind cel mai ridicat din toată UE, la toate categoriile de vârstă. În acest 

context, „sărăcia energetică” are valori mai ridicate. 

După 1990, toate guvernele au manifestat o preocupare crescândă faţă de 

ameliorarea suportabilităţii costurilor cu energia ale gospodăriilor cu 

venituri reduse (cu excepţia perioadei de după anul 2010, de declanşare a crizei 

economice în România), responsabilitatea acestor demersuri revenind Ministerului 

Muncii, Familiei şi Protecţiei Sociale. Deşi mărimea totală a contribuţiilor a fost 

considerabilă, sistemul este inechitabil, deoarece nu se adresează numai celor 

săraci, iar consumatorii cei mai defavorizaţi (consumatorii neracordaţi la reţelele 

energetice) rămân cel mai puţin asistaţi. 

Revenind la momentul actual, România se va confrunta cu o problemă 

socială deosebită în următorul sezon de încălzire, având în vedere o serie de 

factori agravanţi: 

- creşterea ratei şomajului şi scăderea accentuată a nivelului de trai al 

populaţiei; 

- renunţarea la subvenţiile pentru acoperirea unei părţi a facturii de la 

bugetul central; 

- eficienţa scăzută a sistemelor de alimentare centralizată cu căldură şi 

îmbătrânirea continuă a lor, fără eforturi de înlocuire şi modernizare; 

- creşterea preţurilor la gaze şi energie electrică în urma liberalizării 

treptate şi înlăturării distorsiunii pieţelor acestor purtători de energie şi implicit a 

altora, cum ar fi lemnele de foc şi cărbunii. 

În aceste condiţii, se pune problema protecţiei acelor segmente ale 

consumatorilor care nu vor mai fi capabile să-şi acopere din surse proprii facturile 

de energie. Problema nu se întâlneşte numai la noi, ci a fost studiată şi în alte ţări, 

unele dezvoltate. Soluţia găsită este aceea de separare clară între pieţele de energie 

şi sistemele de protecţie socială, soluţie care, din nefericire, nu a fost încă adoptată 

în România. Funcţionarea independentă şi nedistorsionată a pieţelor energetice 

duce la costuri mai mici pentru toţi consumatorii şi pieţele nu sunt folosite ca 

tampoane care absorb inegalităţile sociale. În schimb, realizarea unui sistem 

138


raţional de protecţie socială, transparent şi echitabil poate rezolva problema 

complexă a suportabilităţii preţurilor. 

S-au mai făcut încercări de soluţionare prin studii realizate de organisme 

internaţionale pentru România, dar din nefericire recomandările acestora nu au 

fost luate în considerare. Cităm aici doar două dintre ele: programul REP 3 al 

USAID din anii 2006-2007 şi recentul Program UNDP “Improving Energy 

efficiency in Low-Income Households and Communities in Romania” [76]. 

Principalele deficienţe ale sistemului existent de protecţie socială 

pentru energie au fost analizate în Programul Energetic pentru România-Faza 3 

(Romanian Energy Program-Phase 3, REP3), finanţat de către USAID, în 

perioada 2005-2007, pentru Guvernul României. Dintre acestea amintim: 

a) lipseşte strategia guvernamentală de îmbunătăţire a accesului la energie şi 

suportabilitatea facturilor pentru energie; astfel, sistemul este fragmentat, 

autoritatea este dispersată, iar subvenţiile multiple: sunt patru forme de subvenţii 

de preţ, trei forme de ajutor direct şi trei tipuri de sprijin pentru eficienţă 

energetică; b) sistemul este costisitor, produce distorsiuni importante pe pieţele de 

energie şi afectează imparţialitatea sistemului de asistenţă socială; c) sistemul nu 

încurajează eficienţa energetică, deoarece asistenţa socială pentru energie 

finanţează partea de consum, iar prin aceasta afectează semnalele de preţ pentru 

utilizarea eficientă a energiei; d) țintele de asistenţă nu sunt bine stabilite; privind 

în ansamblu, sistemul nu reuşeşte să-i abordeze, în special, pe cei săraci; 

e) sistemul nu asigură o bună acoperire a familiilor sărace şi, prin aceasta, sporeşte 

excluziunea socială; f) sistemul reduce coeziunea socială printr-un tratament 

inegal al consumatorilor de energie. 

Programul REP3 privind protecţia socială în domeniul energiei, 

propunea un sistem unitar de asistenţă socială pentru energie, care să cuprindă 

două componente de bază: 

Ajutoare sociale directe pentru energie pentru consumatorii cu venituri 

reduse alimentaţi din reţele, stabilite în funcţie de mărimea cheltuielilor fixe ale 

serviciului (componenta fixă a tarifului binom) pe întreaga perioadă a anului; 

Integrarea gospodăriilor cu venituri reduse în programele naţionale de 

creştere a eficienţei energiei: reabilitarea termică a blocurilor de locuit, alte măsuri 

de creştere a eficienţei energiei şi folosirea surselor alternative de energie. 

Pentru implementarea unui sistem unitar de asistenţă publică pentru 

accesul populaţiei la serviciile de interes general (furnizare de energie electrică, 

gaze naturale, căldură şi combustibili) sunt necesare următoarele măsuri: 

Instituirea unor mecanisme eficiente de supraveghere a pieţelor de 

energie pentru creşterea eficienţei acestora şi încurajarea investiţiilor în 

139


modernizarea sectorului, ca urmare a creşterii încrederii în pieţe. Este necesară 

supravegherea continuă a funcţionării pieţelor energiei electrice, gazelor naturale 

şi căldurii, eventual de către o instituţie competentă, independentă şi specializată. 

Separarea clară a competenţelor şi responsabilităţilor autorităţilor 

de reglementare în domeniul energiei de cele ale ministerului responsabil cu 

protecţia socială. 

Întreaga asistenţă publică pentru accesul la energie se va bugeta 

transparent şi se va focaliza pe grupurile sociale cu venituri mici. 

Dezvoltarea unei componente speciale a asistenţei publice pentru accesul 

la energie, vizând creşterea eficienţei energiei la consumatorii cu venituri mici, 

atât din mediul urban, cât şi din cel rural, cu accent pe reabilitarea termică a 

clădirilor şi a instalaţiilor de încălzire din gospodării. 

În plus, se recomandă implementarea unei serii de măsuri în domeniul 

energetic pentru consolidarea politicii sociale şi anume: 

Încetarea tuturor subvenţiilor către sectorul energetic în conformitate 

cu obligaţiile din Tratatul Uniunii Europene. Eliminarea acestor subvenţii va duce 

la creşteri semnificative de preţuri, care, la energie termică, sunt estimate la 

50-100% faţă de preţul real subvenţionat. 

Eliminarea plăţilor sezoniere de ajutoare pentru căldură în sumă 

fixă şi introducerea unui sistem permanent de asistenţă pentru energie către 

familiile cu venituri mici pentru a combate sărăcia şi excluderea socială. Asistenţa 

pentru energie reduce excluderea socială şi sărăcia cauzată de costul de piaţă al 

serviciilor energetice prin finanţarea unei părţi din componenta fixă a costurilor de 

energie (şi, eventual, o parte din costul variabil), prin aplicarea tarifului binom, pe 

baza nivelului de sărăcie (sau vulnerabilitate) al familiei. Asistenţa pentru energie 

presupune că toţi consumatorii săraci trebuie să plătească, la rândul lor, o parte din 

factura lor de energie. 

Redirecţionarea fondurilor economisite de stat către un sistem de 

asistenţă pentru energie, integral orientat către toate familiile cu venituri 

mici, indiferent de utilizarea energiei. Serviciul energetic trebuie să aibă un preţ 

care să promoveze ocuparea forţei de muncă şi prosperitatea în sectorul energetic. 

Totuşi, aceste măsuri trebuie să promoveze şi solidaritatea socială şi să nu excludă 

categoriile vulnerabile. 

Înfiinţarea unui fond social pentru consumatorii casnici confruntaţi 

cu măririle de preţuri, finanţat prin contribuţii voluntare de la furnizorii de 

energie, care va oferi compensaţii parţiale consumatorilor pentru creşterile 

iminente de preţuri la căldură şi gaze naturale. Înfiinţarea acestui fond social va 

completa: liberalizarea pieţelor de energie prin eliminarea subvenţiilor restante; 

140


reforma sistemului de tarife la energie, în special introducerea tarifelor binome; 

reconfigurarea sistemului de asistenţă pentru energie, respectiv deplasarea 

sprijinului public de la suportul indirect universal (prin subvenţii de preţ), către 

beneficii directe testate (prin asistenţă socială pentru energie). Se recomandă ca 

modelul de contribuţie voluntară să fie asemănător cu o asigurare sau cu o schemă 

de beneficii private. Guvernul, prin beneficii fiscale speciale acordate firmelor 

furnizoare pentru contribuţiile lor, trebuie să constituie fondul social, astfel încât 

să încurajeze contribuţiile voluntare. 

Ministerul Muncii, Familiei şi Protecţiei Sociale trebuie să stabilească 

analizele anuale sociale în domeniul energiei. Interacţiunea dintre 

reglementările independente de energie şi politicile sociale produce efecte sociale 

greu de anticipat pentru factorii de decizie. Factorii responsabili din Ministerul 

Economiei, Comerțului și Mediului de Afaceri şi de la autoritatea de 

reglementare, împreună cu experţii în sărăcie şi servicii sociale trebuie să 

elaboreze anchete pentru a informa mai bine elaboratorii de politici despre 

interacţiunea dintre tarife, sărăcie şi utilizarea energiei. 

Elaborarea unei noi legi cadru a energiei cu definirea clară a serviciului 

de interes general (SIG) pentru sectorul energetic, cu referire specială la finanţarea 

accesului la energie pentru categoriile vulnerabile. Cadrul de reglementare 

trebuie consolidat pentru a include cerinţele speciale ale SIG pentru companiile 

energetice, mai ales, în ceea ce priveşte prevederile de contractare şi cerinţele de 

performanţă. 

Cel de al doilea program, cel al UNDP, relevă şi el, câteva necesităţi de 

luat în considerare de către decidenţii români dintre care cităm câteva elemente 

relevante pentru acest studiu: 

a) o clară definiţie a serviciului public/de interes general. Acest lucru este 

necesar pentru a identifica atât drepturile consumatorului român de energie, cât şi 

obligaţiile furnizorilor; 

b) dezvoltarea şi adoptarea în legislaţia românească a înșişi termenilor de 

sărăcie energetică şi sărăcie de asigurare cu combustibil; 

c) realizarea unei strategii privind reducerea/eradicarea sărăciei energetice 

integrată strategiei de dezvoltare durabilă a ţării; 

d) implementarea noii directive a eficienţei energetice; 

e) dezvoltarea unei scheme „verzi” de utilizare a unităţilor alocate de 

emisii de CO 2 (AAU) prin tranzacţionarea şi utilizarea ei pentru susţinerea 

consumatorilor vulnerabili; 

f) realizarea de strategii locale pentru „localităţi verzi”, cu integrarea 

măsurilor sociale. 

141


142 

10.2.4. Înfiinţarea unei autorităţi naţionale/departament, care să aibă 

ca obiect de activitate „Energetica urbană şi rurală” 

Având în vedere importanţa sectorului rezidenţial (ca mărime şi impact 

social) şi avantajele benefice ale cogenerării de înaltă eficienţă, România trebuie 

să treacă de urgenţă la adoptarea unor măsuri deosebite în acest domeniu, 

între care: 

Principalul factor motor capabil să dinamizeze dezvoltarea acestui 

subsector este voinţa politică fermă şi permanentă, care să asigure funcţionarea 

şi progresul din domeniul fiecărui factor de influenţă din acest sector (legislaţie, 

reglementări, tehnologii, restructurarea operatorilor, finanţare, reabilitarea clădirilor, 

suportabilitatea facturilor etc.). Având în vedere caracterul inerţial mare al 

activităţilor energetice, cu durate lungi de timp între decizie şi realizare practică, 

este necesar ca decizia politică să depăşească mandatul electoral de patru ani. 

Se propune înfiinţarea unei autorităţi naţionale/departament, care 

să aibă ca obiect de activitate „Energetica urbană şi rurală”, condus de un 

preşedinte/secretar de stat, subordonat guvernului. Scopul acestei entităţi este 

coordonarea şi controlul tuturor activităţilor din domeniu, propunerea şi urmărirea 

strategiei acestui sector, a politicilor şi instrumentelor adecvate (legislaţie, 

finanţare, cooperarea cu autorităţile centrale şi locale, cu autorităţile de 

reglementare), a activităţilor axate pe politica şi reglementările UE şi pe 

angajamentele României în acest domeniu. În acest sens, se propune înfiinţarea 

acestei entităţi printr-o lege specială. De o importanţă deosebită este 

selecţionarea unui personal cu expertiză profesională de calitate ridicată. 

Pentru coordonarea priorităţilor, trebuie conceput un nou mod de 

realizare a politicii locale de încălzire centralizată şi de reabilitare termică a 

clădirilor, care să elimine disfuncţiile prezente între politica naţională (unde 

guvernul este responsabil şi singur interlocutor cu UE) şi politica locală (unde 

autorităţile locale, datorită autonomiei administrative, pot avea alte priorităţi şi 

moduri de abordare). Trebuie să existe o mai bună coordonare între priorităţile 

naţionale şi priorităţile locale, din punct de vedere economic, social şi de mediu, 

respectiv între ministerele responsabile şi autorităţile locale. 

Situaţia precară prezentă din punct de vedere financiar şi tehnologic a 

operatorilor (furnizorilor de căldură) trebuie să facă subiectul unei analize de 

guvern, aşa cum prevede art. 11, alin. 2, din Legea nr. 51/2006. 

Elaborarea de urgenţă a unui studiu privind starea sistemelor 

centralizate de încălzire şi elaborarea unei strategii naţionale în domeniul 

încălzirii locuinţelor, a eficienţei energetice şi a folosirii energiilor regenerabile, 

cu măsuri, termene şi responsabilităţi bazate pe strategiile locale. Pentru 

întocmirea strategiilor locale este necesară elaborarea unui ghid pentru


municipalităţi, astfel încât să existe un sistem unitar de analiză şi soluţii propuse, 

coerent cu politica naţională în acest domeniu. 

Crearea unui climat stabil şi predictibil în ceea ce priveşte cadrul 

legislativ şi de reglementare. Noile reglementări trebuie emise numai după un 

proces adecvat de consultare, astfel încât entităţile interesate să-şi poată 

exprima punctele de vedere. Reglementările trebuie să fie nediscriminatorii şi 

să asigure atragerea investiţiilor în sector. Este necesară eliminarea 

neconcordanţelor dintre diverse legi care se aplică domeniului încălzirii 

centralizate şi cogenerării, în scopul creşterii transparenţei şi simplificării 

prevederilor legislative. Se consideră că activitatea de reglementare în domeniul 

cogenerării şi încălzirii centralizate trebuie să se găsească în cadrul unei singure 

autorităţi şi anume ANRE, pentru a evita nepotrivirile din legislaţia secundară 

existente astăzi. În acest sens, activităţile de reglementare din ANRSC privind 

centralele termice şi alimentarea centralizată cu căldură trebuie transferate 

în cadrul ANRE. Împreună cu asigurarea stabilităţii cadrului legislativ şi de 

reglementare, aceste măsuri sunt de natură să atragă investiţiile private în acest 

sector. Se apreciază că modernizarea surselor de producere a căldurii (centrale de 

cogenerare şi centrale termice) ar necesita circa 4-5 miliarde de euro, fondurile 

obţinându-se preponderent din sectorul privat. 

Trebuie înţeles şi acceptat în mod clar, că promovarea cogenerării 

eficiente şi reabilitarea termică a clădirilor reprezintă principalele două 

direcţii de acţiune pentru reducerea sensibilă a pierderilor energetice, prin 

care România îşi poate îndeplini obligaţiile care îi revin privind reducerea cu 20% 

a consumului de energie primară, respectiv creşterea cu 20% a eficienţei 

energetice, până în anul 2020, conform prevederilor Directivei pentru eficienţă 

energetică. 

10.2.5. Implementarea unei scheme de obligaţii pentru furnizorii 

şi distribuitorii de energie 

Ideea schemelor de tip DSM (demand side management) nu este nouă şi 

face parte din aşa-numita Planificare Integrată a Resurselor (PIR). Aceasta se 

bazează pe faptul cunoscut că energia economisită este mai ieftină decât cea 

produsă. În acest sens, în situaţia în care pentru o ţară la care capacitatea la vârf 

este deficitară şi care poate avea probleme la acoperirea necesarului de putere în 

piaţa de echilibrare, ceea ce este adevărat şi pentru România în viitorul apropiat, 

este mai convenabil de a detensiona situaţia prin reducerea consumului, dacât prin 

mărirea puterii instalate. De aceea, scopul DSM este de a încuraja scăderea 

consumului, în mod special în perioada orelor de vârf, fie prin schimbarea 

143


comportamentului consumatorilor, fie prin intermediul furnizorilor de energie 

care îi ajută pe consumatori să utilizeze mai bine energia. 

Noua Directivă pentru Eficienţă Energetică şi Cogenerare defineşte o serie 

de măsuri posibil de luat, printre care şi scheme prin care un stat membru al UE 

poate s-o implementeze în scopul obligării furnizorilor şi/sau distribuitorilor de 

energie. Aceeaşi Directivă sugerează posibilitatea utilizării cunoscutei scheme a 

certificatelor albe, însă trebuie spus că aceasta poate fi suficient de complicată şi 

costisitoare pentru ţări ca România. De aceea, probabil că cea mai convenabilă 

pentru ţara noastră ar fi o schemă asemănătoare schemelor de alocare a emisiilor, 

însoţită de penalități pentru cei care nu îşi realizează obligaţiile. Modul de 

realizare şi aplicare trebuie să fie subiectul unui studiu specific, însoţit de o 

evaluare a impactului complex pe care o asemenea schemă l-ar putea avea asupra 

economiei româneşti. 

144


11. CONCLUZII 

Prezentul studiu urmăreşte identificarea unor tendinţe ale sectorului 

românesc al energiei în contextul unor provocări legate de ultimele pachete 

legislative ale Uniunii Europene şi a tendinţelor pe plan mondial. 

Este clar că acest sector este esenţial pentru dezvoltarea economico-socială 

a României prin influenţele pe care le are şi prin efortul financiar necesar pentru 

ca acest sector să îndeplinească rolul său deosebit în angrenajul macroeconomic. 

De aceea, în studiu s-a plecat de la obiectivele pe care trebuie să le îndeplinească: 

- realizarea securităţii în alimentarea cu energie; 

- aprovizionarea cu energie la preţuri competitive şi reducerea aşa-numitei 

„sărăcii energetice”; 





în analize tip least cost. 

De aceea, s-a considerat că în cazul României trebuie avute în vedere în 

aceste analize şi condiţionări suplimentare care contribuie la: 

- diminuarea riscurilor; 

- securitatea în aprovizionare; 

- creşterea eficienţei energetice; 

- diminuarea impactului asupra mediului; 


care dispune România, dar cu tehnologii cu eficienţă ridicată. 

Ca finalitate, s-au urmărit: 

Identificarea posibilităţilor de modificare, pe termen lung, a structurii 

producţiei de purtători de energie primară. În acest sens, este de remarcat că un 

mixt de purtători de energie primară cât mai diversificat este esenţial pentru 

realizarea unei securităţi energetice durabile, toţi combustibili – mai ales în cazul 

României – trebuind a fi luaţi în considerare. Este totuşi de remarcat că tendinţele 

de depletare a rezervelor de hidrocarburi lichide şi gazoase trebuie înlocuite, fie 

prin extinderea folosirii surselor regenerabile, fie prin noi căi de import (mult 

discutatele proiecte Nabucco sau terminalul de LNG de la Constanţa), fie prin 

utilizarea gazelor din surse şi prin tehnologii neconvenţionale, fie prin combinarea 

acestora. Este însă greu să se facă o previziune asupra căilor care vor fi urmate, 

deoarece deciziile sunt politice, având în vedere multele implicaţii sociale, de 

145


mediu şi de politică externă pe care le incumbă. De aceea, studiul a analizat doar 

elementele economice, în mod special tendinţele privind preţul combustibililor. În 

acest sens, au rezultat următoarele: 

- lignitul rămâne cel mai ieftin combustibil (raportat la unitatea de energie 

conţinută) comparativ cu ceilalţi combustibili în perioada analizată. El are însă 

marele dezavantaj al puterii calorice mici şi al impactului major şi multiplu asupra 

mediului; 

- gazele naturale (mai ales componenta importată) se menţin drept cel mai 

scump combustibil, dar întrucât produc cel mai redus impact asupra mediului în 

comparaţie cu ceilalţi combustibili fosili reprezintă una dintre soluţiile viabile 

pentru dezvoltarea sustenabilă a economiei României; 

- creşterea cererii pe plan mondial face ca un combustibil de bază, şi 

anume cărbunele energetic, să aibă o dinamică de creştere a preţului mai mare 

decât în trecut. De aceea, cărbunele energetic din import va costa între de două şi 

trei ori mai mult pe unitatea de energie decât lignitul indigen extras din unităţi 


va micşora contribuţia în mixtul combustibilului aferent economiei româneşti. 

- eficienţa economică a utilizării acestor resurse se va diferenţia şi mai 


certificatelor de emisii de CO 2 pe bază de licitaţii, din 2013 (EU–ETS). 

Studierea tendinţelor şi modalităţilor pentru reducerea consumului de 

energie şi utilizarea eficientă a energiei pe întregul lanţ de transformări. Una 

dintre cele trei ţinte ale pachetului legislativ „energie – schimbări climatice” o 

reprezintă reducerea inteligentă, prin eficientizare energetică, cu 20% la nivelul 

întregii Uniuni Europene a consumului de energie faţă de situaţia business as 

usual. Acest lucru este impus şi de tendinţa de creştere a UE şi, implicit, şi a 

României, a dependenţei de importuri de purtători energetici şi de necesitatea 

reducerii emisiilor de gaze cu efect de seră, deoarece eficienţa energetică şi 

conservarea energiei prin răspunsul comportamental al consumatorului la 

provocările de mediu şi tendinţa de creştere a preţurilor afectează în comun relaţia 

economiei cu mediul înconjurător. Studiul consideră ca programele şi tehnologiile 

la nivel de cerere (demand response), ca şi măsurile de eficientizare a utilizării 

energiei, reprezintă împreună o soluţie viabilă în asigurarea unor noi opţiuni 

pentru consumatori în administrarea costurilor cu energia, asigurând furnizorilor 

noi opţiuni pentru o alimentare sigură cu energie la costuri rezonabile. Beneficiile 

unei asemenea abordări ar fi: o fiabilitate îmbunătăţită a sistemului, evitarea unor 

costuri, o eficienţă mai mare a pieţelor de energie, un management îmbunătăţit al 

surselor, un serviciu mai bun pentru consumator, creşterea competiţiei pe piaţă şi 

evident un impact negativ redus asupra mediului. În statele UE şi din America de 

Nord, condiţiile crizei şi cele premergătoare acesteia au impulsionat dezvoltarea şi 

146


practicarea soluţiilor de folosire eficientă a energiei şi de demand response. 

Acestea au întâlnit noi provocări în condiţiile în care consumatorii şi-au schimbat 

poziţia devenind, în unele cazuri, producători şi de aceea utilităţile de electricitate 

au arătat un interes sporit în studierea şi implementarea programelor şi tehnologiilor 

de răspuns al cererii. În aceste condiţii, economia anuală de energie numai 

pentru energia electrică ar echivala la nivelul anului 2020 cu o valoare anuală de 

circa 985 mil. euro, care la o perioadă de recuperare de 6,5 ani ar duce la un 

necesar investiţional în eficienţa energetică de circa 6,4 mld. euro până în 2020. 

Impactul creşterii ponderii energiei din surse regenerabile asupra 

preţului energiei. Având în vedere structura acoperirii cu surse regenerabile 

considerată în cadrul Planului Naţional de Acţiune în domeniul Regenerabilelor, 

(apreciind preţul suplimentar al certificatelor verzi) duce prețul la producător la 

circa 72 euro/MWh la nivelul anului 2020. Situaţia este încă destul de fluidă 

întrucât numărul de certificate pentru fiecare MWh „verde” depinde de tipul 

tehnologiei de producere, iar „supracompensarea” încă mai poate fi invocată în 

unele cazuri. În plus, întrucât dezvoltările de proiecte pe surse regenerabile sunt 

majoritar private neţinând seama de studiile realizate anterior la nivelul UE şi 

constatând actualul „boom” eolian şi solar, este greu de apreciat cum vor fi 

modificate condiţiile de lucru ale pieţei certificatelor verzi. Oricum, studiul 

apreciază că cifra preţului la producător de 72 euro/MWh este minimală. Date 

recente ale ANRE înaintează cifre ale creşterii preţurilor energiei electrice 

datorate utilizării surselor regenerabile cu 30% până în 2017, iar până în 2020 cu 

23-24%. Explicaţia este faptul că după 2017 se acordă mai puţine certificate verzi 

pentru evitarea supracompensării. Un studiu şi mai recent [78], provenind tot de la 

ANRE, dă mai multe amănunte în legătură cu creşterea graduală a acestui preţ. 

Valorile sunt prezentate în tabelul nr. 11.1: 

Tabelul nr. 11.1. Creşterea graduală a preţului energiei 

An 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 

Creștere de 

preţ 

(euro/MWh] 

2,1 6,5 19,59 23,92 12,95 13,98 30,43 21,46 21,13 20,80 

La valori actuale uzuale de 47-50 euro/MWh, rezultă pentru 2020 un nivel 

de 67,80-70,80 euro/MWh, iar pentru 2018 și 2019, 68,48-71,46, respectiv 

68,13-71,13 euro/MWh, cifre foarte apropiate de valoarea de 72 euro/MWh 

avansată anterior. 

Impactul creşterii preţului la energie asupra inflaţiei şi asupra 

dinamicii consumului final. Întrucât nu se poate aprecia modul în care se 

147


realizează concesiunea diferitelor zăcăminte de hidrocarburi, ca şi deciziile 

politice privind realizarea suplimentării surselor prin exploatarea hidrocarburilor 

prin tehnologii neconvenţioanale, prezenta lucrare a studiat doar sectorul energiei 

electrice. Pentru acesta, s-a calculat, pe baza necesarului de putere instalată şi 

având în vedere retragerile din funcţiune a unor grupuri învechite, necesarul de 

investiţii la nivelul acestui sector. Se apreciază că necesarul de putere nouă ar fi de 

910 MW pe intervalul 2011-2015, 4.500 MW pe intervalul 2016-2020, respectiv 

4.130 MW pe intervalul 2021-2025, ceea ce duce la investiţii necesare de circa 

1.753 mil. euro 2012 între 2012 şi 2015, circa 7.084 mil. euro între 2016 și 2020, 

respectiv, circa 9.037 mil. euro între 2021-2025. 

Aceste valori importante vor avea inevitabil o influenţă asupra indicelui 

inflaţiei în intervalul 2012-2020. Studiul – pe baza unor ipoteze plauzibile privind 

schemele uzuale de finanţare ale acestor investiţii – a analizat impactul acestora 

asupra inflaţiei în acest interval. Trebuie remarcat că pentru a decela doar 

influenţa investiţiilor, nu s-au considerat aici şi creşterea așteptată a preţurilor 

combustibililor, analizată, ca tendinţă, separat. S-a ajuns la concluzia că pe 

întregul interval, aportul anual al IAPC variază între 0,25% şi 1,22%, cu o valoare 

anuală medie (indicele armonizat al preţurilor la consumator) al investiţiilor, în 

ipoteza schemei de finanţare propuse, până la nivelul anului 2020 de 0,68%, ca 

parte a valorii procentuale a acestuia. 

Impactul creşterii dependenţei economiei româneşti de import a 

purtătorilor de energie primară şi măsuri de atenuare a acestui fenomen. În 

legătură cu această problemă, studiul apreciază următoarele: 

- Având în vedere că în România balanţa energetică este dependentă de 


scăzută, şi pentru a se evita riscul de creştere necontrolată a dependenţei de 

importul de surse primare se consideră că trebuie acceptată ca ţintă, menţinerea 

soldului export-import în limita valorilor actuale. 

- Datorită măsurilor de eficienţă energetică discutate, rata de creştere 

anuală a consumului de energie electrică este inferioară ratei de creştere a PIB, 

elasticitatea ritmului energie electrică/PIB fiind cuprinsă între 0,6 şi 0,7, având în 

vedere că dezvoltarea economică necesită creşterea productivităţii care se 

realizează în principal prin electrificare şi informatizare. 

- Ritmul de creştere anuală a consumului de energie electrică este mai 

mare faţă de cel al energiei primare, ceea ce arată creşterea ponderii energiei 

electrice faţă de utilizarea directă a celorlalţi purtători de energie. 

- Elasticitatea creşterii energie electrică/energie primară este în medie 


148



utilizării energiei (anexa 13). 

- Pe fondul reducerii rezervelor de purtători primari de energie, analizele 

de optimizare a dezvoltării sectorului energiei trebuie să releve următoarele 

elemente prioritare, ca soluţii pentru menţinerea dependenţei de import în limite 

acceptabile: 

a) utilizarea cu prioritate a resurselor energetice din ţară, în special a celor 

fosile – cărbune şi hidrocarburi – dar în capacităţi de prelucrare cu tehnologii de 

înaltă eficienţă pentru a extinde durata lor de epuizare; 

b) continuarea amenajării potenţialului hidroenergetic naţional pentru 

producerea energiei electrice cât şi pentru utilizări complexe; 

c) continuarea programului nuclear în condiţii de înaltă securitate; 

d) utilizarea surselor regenerabile de energie în capacităţi eficiente, fără a 


siguranţa sistemului electroenergetic (de către centralele electrice eoliene); 

e) diversificarea importurilor de energie primară (surse şi rute de transport) 

şi menţinerea dependenţei de aceste importuri la un nivel acceptabil (probabil 

30-35%); 

f) măsuri severe pentru protecţia mediului. 

Totodată, studiul realizează o prognoză a structurii mixtului de purtători 

energetici primari, pe care apoi se bazează în analiza dezvoltării sectorului 

energiei electrice şi în aprecierea variaţiei în viitor a preţurilor acestor purtători. 

Concluzia clară în această privinţă este că preţurile vor creşte semnificativ, iar 

economia naţională va trebui să găsească soluţii de absorbţie a acestor şocuri. 

Rolul programului energetic nuclear în cadrul acţiunilor de diminuare 

a tendinţei de accentuare a dependenţei de importuri a purtătorilor de energie. 

Studiul consideră că un program nuclear echilibrat şi sigur poate fi una din 

soluţiile viabile atât în reducerea dependenţei de importuri, cât şi în cea de 

diminuare a emisiilor de gaze cu efect de seră. Proiectele nucleare sunt investiţii 

pe termen lung, cu termen de realizare de circa 10-12 ani (din momentul luării 

deciziei până la punerea în funcțiune a obiectivului). Datorită intensităţii ridicate 

de capital în faza de construcţie, riscului politic şi de reglementare, alături de 

percepţia publicului privind securitatea nucleară, precum şi riscului întârzierilor în 

faza de construcţie, aceste proiecte se confruntă cu mari dificultăţi în finanţare. 

Cheia succesului constă în bancabilitatea proiectelor noi nucleare care se 

fundamentează pe mai mulţi factori precum: climatul politic, securitatea 

energetică, configuraţia pieţei de electricitate, reglementări în domeniul securităţii 

nucleare, politica de management al deşeurilor radioactive şi legislaţia în 

domeniul răspunderii civile în caz de accident nuclear. Toţi acești factori, alături 

149


de un climat legislativ prietenos pentru toate tehnologiile cu emisii reduse de 

carbon pentru o competiţie reală între tehnologiile energetice, vor juca un rol 

determinant în următoarele decenii. Din toate aceste motive, studiul a luat în 

considerare apariţia grupurilor 3 şi 4 de la Cernavodă, şi efectele investiţiilor 

aferente, abia după borna temporală 2020. 

Luând în considerare toate cele de mai sus, studiul încearcă să sugereze un 

set de politici energetice care ar ajuta sectorul energetic românesc să-şi 

îndeplinească rolul şi să se dezvolte în condiţiile impuse de cadrul legislativ 

european. Autorii studiului, alături de alţi specialişti în domeniu (de exemplu, 

[1]), consideră că România ar trebui să realizeze cât de curând o strategie 

energetică adaptată imperativelor momentului: criza economică şi financiară, 

competiţia proiectelor transfrontaliere de hidrocarburi, penetrarea energiilor 

regenerabile, stabilirea poziţiilor politice ferme în legătură cu noile descoperiri de 

hidrocarburi şi cu noile tehnologii neconvenţionale, repoziționări în penetrarea 

capitalului investiţional din ţări asiatice, perspective de cuplare a pieţelor de 

electricitate, transpunerea acquis-ului comunitar şi în special a celui de-al treilea 

Pachet Legislativ în domeniul Energiei, clarificarea acţiunilor din programul 

nuclear după incidentul Fukushima etc. Din nefericire, se întârzie luarea deciziilor 

care să permită un cadru capabil să răspundă acestor provocări şi de aceea 

dezvoltarea sustenabilă a sectorului energiei rămâne încă un deziderat îndepărtat. 

Necesităţile sunt mari, aşa cum se arată şi în cadrul acestui studiu, dar 

dezechilibrele care se manifestă în prezent în dezvoltarea sectorului energetic 

naţional, dacă nu sunt rezolvate, se vor acutiza şi vor conduce la dezechilibre 

majore în economia naţională. De aceea, în cadrul capitolului 10, se prezintă o 

serie de propuneri de politici energetice care ar trebui să fie aplicate imediat 

pentru remedierea acestei situaţii. Dintre acestea, cele mai urgente se referă la 

accelerarea atragerii de finanţări private străine şi autohtone, unele se referă la 

aspecte instituţionale şi administrative (înfiinţarea unui minister al energiei, 

realizarea unor strategii integrate energie-mediu), altele abordează programe 

specifice cum ar fi cel nuclear sau cel de eficienţă energetică (în mod special, cel 

de modernizare termică a locuinţelor) şi cel de utilizare şi eficientizare a 

cogenerării şi alimentării centralizate cu căldură, iar altele propun adâncirea 

analizei prin realizarea de studii complexe care să înarmeze decidenţii cu soluţii 

viabile (privatizare sau numai management privat, poziţia faţă de tehnologiile 

neconvenţionale de extragere a hidrocarburilor etc.). 

În final, autorii apreciază că prezentul studiu răspunde la o serie de 

întrebări esenţiale ale dezvoltării sectorului energetic românesc. El constituie 

totodată un semnal pentru decidenţi, având în vedere necesarul de investiţii al 

domeniului energiei electrice până în 2020 şi după, indicând efectele pe care 

150


aceste investiţii le vor avea asupra economiei naţionale prin impactul asupra 

produsului intern brut, dar şi asupra inflaţiei viitoare. Se vede că principalele 

provocări sunt legate de atingerea obiectivelor pachetului legislativ energie – 

mediu, de tendinţa de creştere a dependenţei de importuri de purtători energetici 

prin depletarea zăcămintelor autohtone, creşterea inevitabilă a preţurilor acestor 

purtători, de necesitatea de generare şi atragere de capital pentru acoperirea 

necesarului de investiţii în sector şi de adaptarea pieţelor de electricitate şi gaze la 

imperativele pieţei interne europene. Pentru a lămuri unele aspecte colaterale şi 

pentru a prezenta ipoteze şi elemente de calcul necesare înţelegerii corpului 

lucrării, studiul încorporează şi o serie de anexe justificative. 

În încheiere, se vor recapitula sumar principalele răspunsuri pe care acest 

studiu a încercat să le dea problemelor puse prin termenii de referinţă: 

a) Investiţiile în sectorul energiei electrice sunt absolut necesare, fără ele 

dependenţa de importuri de electricitate fiind nesuportabilă de economia 

românească. De altfel, dacă nu s-ar realiza, ar trebui întărite interconexiunile cu 

ţările vecine pentru a importa deficitul de producție indigenă, ceea ce ar însemna 

din nou investiții. În plus, acest surplus de putere de care este nevoie pentru 

economia noastră, va trebui disponibilizat în regiune, ceea ce nu este deloc sigur, 

într-o regiune în care doar regiunea Kosovo şi țara noastră mai au încă excedent 

de putere la vârf, dar nu pentru mult timp. 

b) De altfel, dilema investiţii în energie, respectiv în alte ramuri nu este 

corectă. Fără energie, România nu-şi va putea dezvolta ramurile economiei, iar 

dependenţa de importuri poate deveni împovărătoare. Rămâne atunci întrebarea: 

în ce subramură a energiei să investim Autorii studiului consideră că, aşa cum s-a 

arătat în capitolul 6, eficienţa energetică este prioritară. De aceea, implementarea 

noii Directive privind eficienţa energetică în contextul reducerii consumului final 

cu 20% faţă de situaţia Business-As-Usual este salutară pentru România. În rest, 

mixtul de combustibil al economiei româneşti trebuie să rămână diversificat, iar 

câteva elemente dependente de deciziile politice pot modifica dramatic situaţia 

actuală: noile descoperiri de hidrocarburi lichide şi gazoase din Marea Neagră, ca 

şi explorarea şi exploatarea zăcămintelor de aşa-numit „gaz de şist”, respectiv 

obţinut prin tehnologii neconvenţionale, pot ajuta reducerea substanţială a 

importurilor. 

c) Necesarul de investiţii pentru sectorul energiei electrice este de circa 

1.750 mil. euro pentru perioada 2012-2015, circa 7.084 mil. euro pentru intervalul 

2016-2020 şi de circa 9.040 mil. euro pentru perioada 2021-2025. Investiţiile din 

întreaga economie pentru proiectele de eficienţă energetică care să ducă la o 

economie de energie la consumator de 20% la nivelul anului 2020 vor ajunge la o 

valoare probabilă de circa 6,4 mld. euro. 

151


d) Realizarea acestor investiţii va duce la o creştere procentuală anuală a 

PIB în intervalul 2012-2020 cu valori cuprinse între 0,16% şi 2,16%, în funcţie de 

participarea economiei româneşti la realizarea obiectivelor energetice (prin 

construcţii-montaj şi echipamente). 

e) Partea mai neplăcută o reprezintă efectul asupra preţului energiei şi 

implicit asupra indicelui inflaţiei. Acest impact este cel mai probabil în jurul 

valorii de 0,68% la nivelul anului 2020. Trebuie precizat că această cifră nu 

conţine influenţa variaţiei preţurilor agenţilor primari, ci doar efectul noilor 

investiţii până în 2020. 

152


ANEXE 

Pentru a elabora o serie de aspecte teoretice, a dezvolta unele tematici 

adiacente, dar necesare, celor dezvoltate în studiu, lucrarea conţine un număr de 

anexe lămuritoare. 

153


Scenariile utilizate pentru realizarea prognozei economice şi energetice 

Anexa nr. 1 

Tabelul nr. A1.1 – Scenariul nr. 1. Evoluţia PIB 2008-2035 

1) 

2) 

3) 

PIB (mld. euro 2010) 

Ritm anual de creştere 

PIB-% 

Elasticitate 

Ritm anual CIEP 2) 

(% ) 

154 

2009 

125,98 

-6,6 

Realizări 1) Estimări 

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2025 2030 2035 2035/ 

2010 

124,1 

-1,6 

127,2 

2,5 

129,4 

1,7 

133,4 

3,1 

138,2 

3,6 

143,6 

3,9 

148,5 

3,5 

153,6 

3,4 

0,52 0,52 0,52 0,5 0,5 0,5 0,45 0,45 0,45 0,45 0,4 0,35 0,3 

Ritm anual de creştere 

CIEP (%) 1,3 0,88 1,6 1,8 1,9 1,75 1,53 1,44 1,57 1,62 1,36 1,15 1,0 

Varianta I 

Consum intern de 

energie primara CIEP 

(mii tep) 

Varianta II 


energie primară care 

să asigure ţinta de 

20% faţă de strategia 

2007-2020 (mii tep) 

34324 34817 35270 35580 36150 36800 37500 38150 38740 39300 39910 405003 

158,6 

3,2 

164,1 

3,5 

170,0 

3,6 

) 

201,0 

3,4 

233,0 

3,3 

271,5 

3,1 2,187 

43215 45760 48100 1,38 

34324 34817 35270 35545 36000 36570 36920 37270 37630 37990 38350 38720 40700 42770 44950 1,29 

Anuarul statistic al României 2011. 

CIEP – Consum intern de energie primară (energetic + neenergetic). 

Conform Strategiei 2007-2020, în anul 2020 CIEP ar fi de 48.400 tep. Prognoza actuală conduce la 83,4% din valoarea conform strategiei.


Tabelul nr. A1.2.1 – Scenariul nr. 1 

Varianta I. Structura consumului intern de energie primară 2008-2035 în România (mii tep) 

Varianta I 


energie primară, 


2008 

39658 

Realizări Estimări 

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2025 2030 2035 

34324 34817 34730 35580 36150 36800 37500 38150 38740 39300 39910 40500 43215 45760 48100 

- cărbune, din 9649 7436 6911 6900 6875 6850 6825 6800 6670 6300 6100 6000 5800 5500 5300 5200 

care: 

- huilă şi cocs 3617 1710 1739 1600 1575 1550 1525 1500 1370 1000 800 800 700 700 700 700 

6032 5726 5172 5300 5300 5300 5300 5300 5300 5300 5300 5200 5100 4800 4600 4500 

- lignit şi cărbune 

brun 

- țiței şi produse 

petroliere 

9719 

8239 8416 8520 8620 8750 8880 9020 9160 9400 9480 9650 9800 10470 11280 12000 

- gaze naturale 12476 10642 10897 11100 11730 11995 12195 12440 13015 13785 14375 14810 14141 14903 .. .. 

- energie hidro 1115 1164 1573 1315 1315 1315 1360 1410 1410 1410 1500 1500 1500 1600 1650 1700 

- energie nucleară 2752 2881 2849 2849 2850 2850 2850 2850 2850 2850 2850 2850 4069 5392 .. .. 

- energie din SRE 26 25 26 56 200 400 700 1085 1150 1200 1300 1400 1500 1650 .. .. 

- alți combustibili 211 198 161 90 90 90 90 95 95 95 95 100 100 100 .. .. 

- lemne de foc şi 

deșeuri lemnoase 

3710 

3742 3982 3900 3900 3900 3900 3800 3800 3700 3600 3600 3600 3600 .. .. 

155


Tabelul nr. A1.2.2 – Scenariul nr. 1 

Varianta II. Structura consumului intern de energie primară 2008-2035 în România, reducerea cu 20% CIEP până în 2020 (mii tep) 

Varianta II 

Consum intern 

de energie 

primară, 


2008 

39658 

- cărbune, din 

care: 9649 


2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2025 2030 2035 

34324 34817 34730 35453 35730 36265 36600 37065 37465 37883 38300 38720 40700 42770 44950 

7436 6911 6900 6875 6850 6800 6790 6600 6300 6100 5900 5800 5500 5300 5200 

- huilă şi cocs 3617 1710 1739 1600 1575 1550 1500 1490 1300 1000 800 700 700 700 700 700 

- lignit şi 

cărbune brun 


petroliere 

6032 

9719 

5726 5172 5300 5300 5300 5300 5300 5300 5300 5300 5200 5100 4800 4600 4500 

8239 8416 8520 8620 8750 8880 9020 9160 9400 9480 9650 9800 9958 11280 12000 

- gaze naturale 12476 10642 10897 11100 11603 11575 11685 11550 12100 12620 12708 13280 12531 13000 .. .. 

- energie hidro 1115 1164 1573 1315 1315 1315 1360 1410 1410 1410 1500 1500 1500 1600 1650 1700 

- energie 

nucleară 

- energie din 

SRE 

- alți 

combustibili 


deșeuri 

lemnoase 

2752 

2881 2849 2849 2850 2850 2850 2850 2850 2850 2850 2850 4069 5392 .. .. 

26 25 26 56 200 400 700 1085 1150 1200 1300 1400 1500 1650 .. .. 

211 198 161 90 90 90 90 95 95 95 95 100 100 100 .. .. 

3710 

3742 3982 3900 3900 3900 3900 3800 3700 3700 3600 3500 3500 3500 .. .. 

156


Tabelul nr. A1.3.1 – Scenariul nr. 1. Producţia de energie primară 2008-2035 în România (mii tep) 

Producţia de gaze naturale în declin 

Producția de 


2008 


2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2025 2030 2035 

28779 28034 27427 26695 26240 25855 25670 25501 25050 24525 24045 23605 23169 21433 


- huilă 979 751 731 

675 650 625 600 570 540 500 430 380 380 380 380 

- lignit + 6032 5726 5172 6748 5300 5300 5300 5300 5300 5300 5300 5200 5100 4800 4600 4500 

cărbune brun 

- țiței 4619 4390 4186 3956 3860 3700 3555 3415 3275 3150 3020 2900 2780 2269 .. .. 

- gaze naturale 8982 8964 8705 8580 7850 7450 7090 6750 6400 6080 5770 5485 5200 4030 .. .. 

- energie hidro 1481 1361 1769 1370 1515 1515 1560 1606 1610 1610 1610 1640 1659 1754 1780 1822 

- energie 2752 2881 2849 2803 2850 2850 2850 2850 2850 2850 2850 2850 2850 2850 .. .. 

nucleară 

- energie din 26 25 26 56 200 400 700 1085 1150 1200 1300 1400 1500 1650 .. .. 

surse 

neconvenționale 

- alți 

combustibili 

158 98 90 90 90 90 90 95 95 95 95 100 100 100 .. .. 

3750 3838 3899 3900 3900 3900 3900 3800 3800 3700 3600 3600 3600 3600 .. .. 


deșeuri agricole 

Ipoteze: 

- Pentru ţiţei producţia scade constant cu 3-5% pe an, respectiv cu 4-6% pe an pentru gaze naturale, iar gradul de înlocuire al rezervelor exploatate 

este de 15-20% pentru ţiţei şi de 15-30% pentru gaze naturale; 

- U3 şi U4 Cernavodă comercial în 2020 şi 2025 cu combustibil din import; 

- Energie din SRE conform PNAER. 

157


Tabelul nr. A1.3.2 – Scenariul nr. 1 – Producţia de energie primară 2008-2035 în România (mii tep) 

Producţia de gaze naturale stabilă + participarea noilor rezerve descoperite 

Producția de 


2008 


2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2025 2030 2035 

28779 28034 27427 27120 27060 27075 27170 27341 27250 27045 26975 27220 28969 30403 


- huilă 979 751 731 

675 650 625 600 570 540 500 430 380 380 380 380 

6032 5726 5172 6748 5300 5300 5300 5300 5300 5300 5300 5200 5100 4800 4600 4500 

- lignit + cărbune 

brun 

- țiței 4619 4390 4186 3956 3860 3700 3555 3415 3275 3150 3020 2900 2780 2269 .. .. 

- gaze naturale 8982 8964 8705 8580 8670 8670 8590 8590 8600 8600 8700 9100 11000 13000 .. .. 

- energie hidro 1481 1361 1769 1370 1515 1515 1560 1606 1610 1610 1610 1640 1659 1754 1780 1822 

- energie nucleară 2752 2881 2849 2803 2850 2850 2850 2850 2850 2850 2850 2850 2850 2850 .. .. 

- energie din 26 25 26 56 200 400 700 1085 1150 1200 1300 1400 1500 1650 .. .. 

surse 

neconvenționale 

- alți combustibili 158 98 90 90 90 90 90 95 95 95 95 100 100 100 .. .. 

3750 3838 3899 3900 3900 3900 3900 3800 3800 3700 3600 3600 3600 3600 .. .. 


deșeuri agricole 

Ipoteze: 

- Pentru ţiţei producţia scade constant cu 3-5% pe an, iar gradul de înlocuire a rezervelor exploatate este de 15-20%; 

- Pentru gazele naturale, perioada până în 2015 estimări MECMA august 2011. După 2015 se consideră creşterea treptata a producției în urma 

descoperirilor anunțate de noi depozite; 

- U3 şi U4 Cernavodă comercial în 2020 şi 2025 cu combustibil din import; 

- Energie din SRE conform PNAER. 

158


Tabelul nr. A1.4.1 – Scenariul 1 

Varianta 1 – Importul de resurse energetice primare pentru asigurarea consumului intern (mii tep) 

Producţia de gaze naturale în declin 

Sold import-export, 


Total importuri, 


- cărbune (huila şi 

cocs) 


petroliere 


2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2025 2030 2035 

10693 

11232 

6585 

6486 

7187 

7430 

8035 

8235 

9340 

9540 

10295 

10495 

11130 

11330 

12009 

12205 

13100 

13300 

2527 996 1221 900 900 900 900 900 430 260 300 370 320 320 320 320 

4907 4139 4240 4500 4760 

14215 

14415 

15255 

15365 

16305 

16445 

17331 

17490 

21782 

21936 

5050 5325 5605 5885 6250 6460 6750 7020 8201 

- gaze naturale 3567 1614 1834 2835 3845 4395 4875 5390 6345 7225 7970 9165 8821 10873 

- combustibil nuclear 

1219 2542 

echivalent 

Exporturi (hidro) -523 -282 -280 -200 -200 -200 -200 -196 -200 -200 -110 -140 -159 -154 

Dependența de importuri (%) 

27,4 18,3 20,8 23,1 26,2 28,4 30,2 31,2 34,3 36,7 38,8 40,8 42,8 50,4 

159









2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2025 2030 2035 

10693 

11232 

6585 

6486 

7187 

7430 

7610 

7810 

8530 

8730 

9075 

9275 


- cărbune (huilă şi cocs) 2527 996 1221 900 900 900 900 900 800 440 300 370 320 320 

4907 4139 4240 4500 4760 5050 5325 5605 5885 6250 6460 6750 7020 8201 


petroliere 

- gaze naturale 3567 1614 1834 2410 3025 3175 3375 3550 4145 4935 5490 5550 3021 1903 


1219 2542 

echivalent 


Dependența de 

importuri (%) 

27,4 18,3 20,8 21,6 23,9 25,1 26,1 27,0 28,5 30,1 31,4 31,8 28,5 29,6 

9630 

9830 

10159 

10355 

10900 

11100 

11675 

11875 

12325 

12435 

12690 

12830 

11531 

11690 

12812 

12966 

320 320 

160




Reducere cu 20% CIEP până în 2020 






2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2025 

10693 

11232 

6585 

6486 

7187 

7430 

7610 

7810 

8393 

8593 

8656 

8856 


- cărbune (huila şi cocs) 2527 996 1221 900 900 900 875 890 730 460 300 270 320 320 

4907 4139 4240 4500 4760 5050 5325 5605 5885 6250 6460 6750 7020 7689 


petroliere 

- gaze naturale 3567 1614 1834 2410 2933 2906 3095 2960 3500 4020 4008 4180 1531 0 


1219 2542 

echivalent 


Dependența de importuri (%) 

27,4 18,3 20,8 21,9 23,7 24,2 25,1 25,3 26,7 27,8 28,0 28,7 25,4 25,5 

9095 

9295 

9259 

9455 

10115 

10315 

10420 

10620 

10608 

10718 

10980 

11120 

9851 

10010 

10397 

10551 

2030 2035 

320 320 

161


Tabelul nr. A1.4.1.a – Scenariul 1 


Producția de gaze naturale stabilă + participarea noilor rezerve descoperite 





2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2025 2030 2035 

10693 

11232 

6585 

6486 

7187 

7430 

7610 

7810 

8530 

8730 

9075 

9275 


- cărbune (huila şi cocs) 2527 996 1221 900 900 900 900 900 800 440 300 370 320 320 

4907 4139 4240 4500 4760 5050 5325 5605 5885 6250 6460 6750 7020 8201 


petroliere 

- gaze naturale 3567 1614 1834 2410 3025 3175 3375 3550 4145 4935 5490 5550 3021 1903 


1219 2542 

echivalent 


Dependența de 

importuri (%) 

27,4 18,3 20,8 21,6 23,9 25,1 26,1 27,0 28,5 30,1 31,4 31,8 28,5 29,6 

9630 

9830 

10159 

10355 

10900 

11100 

11675 

11875 

12325 

12435 

12690 

12830 

11531 

11690 

12812 

12966 

320 320 

162


Sinteza prognozei economice şi energetice 

Anexa nr. 2 

Tabelul nr. A2.1. Prognoza consumului de energie electrică 2012-2020-2025 

1. PIB Scenariul 1 (€2010) 


2. Consum intern brut en. 

electrică (TWh) 

3. Consum intern net 

en. electrică (TWh) 


2010 x) 2011 x) 2012 

124,1 

-1,6 

127,2 

2,5 

58,7 60,03 

54,27 

55,3 

129,4 

1,7 

2013 2014 2015 2016 2017 2918 2019 2020 2025 

133,4 

3,1 

138,2 

3,6 

143,6 

3,9 

148,5 

3,5 

153,6 

3,4 

158,6 

3,2 

164,1 

3,5 

170,0 

3,6 

201,0 

3,4 

61,1 62,2 63,4 64,9 66,6 68,3 70,1 71,9 73,8 82,3 

56,4 

57,4 

58,55 

- 1,9 2,0 2,0 2,0 2,6 2,6 2,6 2,6 2,6 2,6 2,2 

4. Sold export-import (TWh) 2,7 2,7 2,7 3,0 3,0 3,0 3,0 3,0 3,2 3,3 3,5 3,5 

5. Total producție brută (2+4) 61,4 61,93 63,8 65,2 66,4 67,9 69,6 71,3 73,3 75,2 77,3 85,8 

–TWh 

6. Total producție netă (3+4) 56,97 58,0 59,1 60,4 61,5 62,9 64,4 66,0 67,2 69,7 71,6 79,4 

–TWh 

7. Durata de utilizare putere 6225 6170 6190 6210 6230 6200 6163 6160 6160 6152 6140 6070 

de vârf consum intern (h/an) 

8. Putere de vârf sold exportimport 

630 500 500 550 550 550 550 565 575 610 650 650 

(MW) 

9. Putere de vârf consum 8719 8960 9111 9188 9376 9961 9970 10220 10500 10790 11092 12509 

intern (3/7) –MW 

10. Putere de vârf netă 

9349 9460 9611 9738 9926 10211 10520 10785 11075 11400 11742 13159 

necesară (8+9) -MW 

x) Realizări. 

59,9 

61,45 

63,0 

64,7 

66,4 

68,1 

75,9 

163


Tabelul nr. A2.2. Programul de noi centrale hidroelectrice (MW) 

2011-2015 2016-2020 2021-2025 Total 

2011-2025 

Centrale noi 

gravitaționale 

Investiție 

MW 

Mil. euro 

316 

588 

184 

1085 

266 

1137 

766 

2810 

CHEAP Tarnița 

Investiție 

MW 

Mil. euro 

- 

- 

1000 

1164 

- 

- 

1000 

1164 

164


Anexa nr. 3 

Alimentarea centralizată cu energie termică în România 

A.3.1. Elemente generale 

Dintre cele trei subsectoare ale industriei energiei din România 

(electricitate, gaze naturale, energetica localităţilor, dar, mai ales, sistemele de 

alimentare centralizată cu energie termică – SACET), energetica urbană este, de 

departe, în cea mai deficitară situaţie. Cauza principală o reprezintă tratarea 

superficială a acestui subsector în ultimii 22 de ani, soluţia simplistă de abordare 

(bazată pe subvenţii bugetare pentru combustibili pentru încălzire şi mai multe 

forme de protecţie socială), ceea ce, în timp, a condus la un proces de acumulări 

succesive nefavorabile, foarte greu de rezolvat astăzi. SACET este specific 

aglomerărilor urbane (municipii, oraşe) şi, într-o măsură mult mai mică, celor 

rurale (comune). 

Încălzirea centralizată (termoficarea) este procedeul tehnic de alimentare 

cu energie termică a unui număr mare de clădiri (consumatori rezidenţiali, publici 

şi privaţi) caracterizate printr-o densitate ridicată; căldura este produsă în surse 

distincte şi transportată şi/sau distribuită prin reţele de conducte (reţele termice). 

Datorită caracterului local al încălzirii centralizate, autorităţile locale au un rol 

determinant în promovarea acesteia, în cooperare cu companiile energetice locale. 

Încălzirea centralizată s-a dovedit în ţările cu economie liberă consolidată 

a fi o metodă sustenabilă şi cu cost minim în zonele urbane dens populate. În ţările 

în tranziţie, încălzirea centralizată este relativ răspândită, dar necesită modernizări 

substanţiale pentru a deveni competitivă în piaţă ca performanţă şi preţ. 

Consumatorii urbani (clădirile) sau industriali au nevoie, în general, de 

energie electrică şi căldură. Acestea se pot obţine, de regulă, din surse separate de 

energie (producere separată – energia electrică de la centrale termoelectrice, CTE, 

iar căldura de la centrale termice, CT) sau dintr-o singură sursă (producere 

combinată în centrale de cogenerare/termoficare, CET). Într-o centrală de 

cogenerare sunt produse simultan şi combinat energia electrică şi căldura într-un 

singur proces denumit cogenerare. Dacă procesul de producere generează 

electricitate, căldură şi frig, el este denumit trigenerare. 

Cogenerarea este o sursă potenţială pentru producerea eficientă de energie 

electrică atunci când consumul termic industrial şi încălzirea centralizată permit 

acest lucru. Cogenerarea este singurul procedeu de producere combinată a 

energiei electrice şi căldurii din combustibili fosili la un randament general de 

peste 75-80%. În comparaţie cu producerea separată a căldurii (în centrale 

165


termice, CT) şi a electricităţii (în centrale termoelectrice, CTE), economia de 

combustibil rezultată din producerea combinată a căldurii şi electricităţii poate 

ajunge la 32-34% (figura nr. A.3.1) [1]. 

Figura nr. A.3.1. Comparaţie între fluxurile de energie şi combustibil la producerea 

separată a electricităţii şi căldurii şi, respectiv, la cogenerare. 

Principalele avantaje ale cogenerării sunt următoarele: a) în comparaţie cu 

producerea separată, cogenerarea conduce la economii importante de combustibil, 

care se materializează prin reducerea facturilor pentru energie ale utilizatorilor de 

energie electrică şi căldură; b) emisiile poluante de gaze cu efect de seră (în 

special CO 2 ), pe unitatea de energie utilă pot fi reduse semnificativ prin 

cogenerare, corespunzător economiei de combustibil nefolosit, în comparaţie cu 

producerea separată; c) cogenerarea este singurul procedeu sustenabil de utilizare 

a biomasei şi a deşeurilor combustibile pentru încălzirea rezidenţială; d) încălzirea 

centralizată din centralele de cogenerare este mai sigură, în comparaţie cu 

încălzirea individuală, datorită funcţionării cu personal de specialitate şi 

controlului continuu al producerii şi distribuţiei căldurii. De asemenea, siguranţa 

consumatorului este mai mare, întrucât dispare pericolul potenţial al instalaţiilor 

cu gaze naturale pentru încălzirea locuinţelor şi nu mai este necesară executarea 

reviziilor periodice ale centralelor proprii. Încălzirea centralizată din centralele de 

cogenerare eficiente este procedeul cel mai economic de alimentare cu căldură 

comparativ cu celelalte sisteme folosite. 

166


Complexitatea ansamblului de probleme asociate cogenerării şi încălzirii 

centralizate este prezentată schematic în figura nr. A.3.2 [1]. Trebuie menţionat că în 

ţara noastră unii dintre factorii indicaţi în figură nu sunt luaţi în considerare, alţii sunt 

trataţi superficial, iar, în ansamblu, acest subsector energetic se confruntă cu 

dificultăţi dintre cele mai grave, ca urmare a unui proces cumulativ de lungă durată. 

Figura A.3.2. Principalii factori care influenţează eficienţa încălzirii centralizate 

şi suportabilitatea facturilor 

Cadrul politic, economic 

şi social 

Cadrul instituţional şi 

de reglementare 

Cadrul 

legislativ 

Situaţia cogenerării şi 

a încălzirii 

centralizate 

Politica naţională 

de eficienţă 

energetică 

Combustibili,căldura 

Preturi si tarife, 

alocarea costurilor 

Modernizarea 

surselor de căldură 

(CET-uri si CT-uri) 

Reabilitarea 

termică a 

clădirilor 

Cogenerarea 

industrială 

Eficienţa 

încălzirii 

centralizate şi 

suportabilitatea 

Veniturile 

locatarilor 

Protecţia 

socială 

Politica naţională 

privind cogenerarea şi 

încălzirea centralizată 

Programe 

guvernamentale 

şi finanţarea 

Asistenţă străină 

BM, USAID, UE 

BERD, UE etc. 

Problemele actuale ale SACET în România, sunt reprezentate de 

dificultăţile tehnice, economice, sociale şi de impact de mediu, în principal, 

acestea fiind următoarele: 

Consumul de energie rezidenţială reprezintă aproximativ 40% din 

consumul final de energie al ţării, depăşind consumul industriei. Încălzirea 

centralizată este reprezentată de 83.799 de blocuri de locuit, proiectate şi 

construite în mare majoritate pentru încălzire centralizată (la care se adaugă un 

număr important de clădiri publice şi private), cu circa 3,1 milioane de 

apartamente (din care 97% proprietate privată, procentul cel mai ridicat din 

Uniunea Europeană) şi 7,82 milioane de locatari [79], din care circa 50% sunt 

astăzi debranşaţi din diverse cauze (incapacitate de plată, politica oficială greşită 

de încurajare a încălzirii individuale). S-a ajuns în situaţia aberantă cvasigeneralizată, 

contrar prevederilor Legii nr. 325/2006 (un condominiu – un sistem de 

încălzire), de coexistenţă în acelaşi bloc de locuinţe a 2-5 sisteme diferite de 

încălzire (termoficare, centrală de apartament, calorifere electrice, sobe cu lemne 

167


şi cărbune, precum şi apartamente fără niciun sistem de încălzire). Clădirile de 

locuit multietajate au, în general, pierderi energetice de 40-50%, sunt vechi (circa 

55% au o vechime de peste 50 de ani), iar reabilitate termic sunt doar 2-3%. 

Dacă în 1989 erau 315 operatori în localităţi cu sisteme centralizate, în 

prezent mai sunt în funcţiune 104 operatori (26 centrale de termoficare/cogenerare 

şi 78 centrale termice) [80], iar dintre aceştia peste 90% sunt în insolvenţă sau în 

faliment (este cazul SACET în localităţi mari precum Baia Mare, Slatina, Bârlad, 

Brașov, Piteşti, Giurgiu, Galaţi şi altele), datorită acumulării de datorii neplătite, 

în principal, la furnizorii de combustibili. Datoriile totale ale SACET în noiembrie 

2011 erau de 4,565 miliarde lei, din care 48,5% în Bucureşti (unde atât 

producătorul de energie ELCEN, cât şi furnizorul de căldură RADET au de cinci 

ani conturile blocate), dar şi creanţe foarte mari de încasat [80]. 

Instalaţiile de cogenerare sunt în mare majoritate vechi, cu durata de viaţă 

depăşită, neperformante economic (proiectate şi construite mai ales pentru mari 

consumatori industriali, care au dispărut), nu îndeplinesc condiţiile de mediu şi 

reglementările UE privind cogenerarea de înaltă eficienţă (cu 15-20% sub 

randamentul standard de 75%), având dificultăţi financiare considerabile. 

Pierderile energetice ale SACET existente pe lanţul producere-transportdistribuţie-consum, 

raportate la combustibilul consumat, sunt considerabile, de 

ordinul a 50-70%. Trebuie menţionată lipsa acută a surselor de finanţare pentru 

modernizarea SACET din diverse motive: legislaţie neatractivă, absenţa 

garanţiilor oferite investitorilor, insuficienţa finanţării de la bugetul central şi 

bugetele locale etc. Necesarul de investiţii pentru reabilitarea şi modernizarea 

sistemelor de încălzire centralizată în 33 de orașe este evaluat la 4,25 miliarde 

euro, din care 2,04 miliarde euro pentru sursele de producere a energiei şi 2,21 

miliarde euro pentru rețelele de transport şi distribuție. 

Debranşarea de la încălzirea centralizată a numeroşi consumatori, prin 

încurajarea oficială a încălzirii individuale prin semnale economice greşite (preţul 

nediferenţiat al gazelor naturale pentru încălzirea populației prin sisteme centralizate 

şi pentru consumatorii individuali, atitudine pasivă faţă de posibile îmbolnăviri, 

periculozitatea sporită şi sursele suplimentare de emisii poluante etc.). 

Programele guvernamentale „Termoficare 2006-2009 calitate şi eficienţă” 

(HG nr. 462/2006) şi „Termoficare 2006-2015 căldură şi confort” (HG nr. 381/2008) 

au avut rezultate nesemnificative; primul program a avut un început bun, dar a 

fost oprit ca urmare a remanierii guvernului, iar al doilea nu a fost capabil să 

asigure finanţarea prevăzută. 

168


Protecţia socială a consumatorilor SACET constituie o problemă de o 

importanţă, amploare şi dificultate considerabile. În general, România are cele mai 

mici cheltuieli pentru protecţia socială din UE şi, foarte grav, se află în topul celor 

mai vulnerabile ţări în faţa crizei economice actuale, ocupând locul 54 din 57, cu 

4,17 puncte din 100 posibile (Institutul pentru Managementul Dezvoltării, Elveţia). 

Conform datelor Ministerului Muncii, Familiei şi Protecţiei Sociale [81], ajutoarele 

sociale pentru consumatorii SACET la nivelul ţării s-au redus continuu: 

602.580 familii în anul 2007-2008, 405.327 familii în 2008-2009, 330.930 familii în 

2009-2010, 198.223 familii în 2010-2011. În Bucureşti situaţia ajutoarelor sociale 

pentru ultimii ani a fost: 78.381 familii în anul 2008-2009, 60.759 familii (178.510 

persoane) în anul 2009-2010, 26.749 familii (64.603 persoane) în 2010-2011. 

Studiul [82] a făcut o analiză de detaliu a sistemului de protecţie socială şi 

a suportabilităţii facturilor pentru energie în România, ajungând la o serie de 

constatări generale: costul încălzirii este prea ridicat faţă de calitatea serviciului 

prestat, depăşind în timpul iernii 50% din veniturile multor familii; nu există o 

strategie guvernamentală privind îmbunătăţirea accesului la energie şi 

suportabilitatea facturilor energetice; sistemul este fragmentat, cu autoritate 

dispersă, nu se adresează suficient celor săraci, sporind excluziunea socială, nu 

încurajează eficienţa energetică, iar confortul este scăzut prin reducerea deliberată 

a temperaturii în încăperi. 

A încetat valabilitatea Legii nr. 483/2006 (la 1 aprilie 2012, după o 

prelungire cu un an), respectiv s-au eliminat subvenţiile de până la 45% de la 

bugetul de stat pentru costul combustibililor pentru încălzire. La aceasta se adaugă 

reducerea apreciabilă a ajutoarelor sociale pentru încălzire pentru familiile cu 

venituri reduse, anunţată de guvern, în cadrul programului de austeritate. O 

consecinţă directă este creşterea şi mai accentuată a „sărăciei energetice”, 

respectiv a procentului mare de locatari cu venituri reduse şi capacitate scăzută de 

plată a facturilor energetice ale SACET, facturi care s-au majorat considerabil 

(cu 30-50%) în perioada de încălzire 2011-2012. Costul căldurii furnizate 

consumatorilor a depășit în mod curent 300 lei/Gcal, iar în unele localități 

400 lei/Gcal. 

Majoritatea actualelor SACET, aflate în proprietatea şi coordonarea directă 

a autorităţilor locale, au avut un management defectuos, manifestându-se opoziţia 

faţă de introducerea metodelor moderne de conducere, gestiune, restructurare etc., 

pe fondul disputelor politice locale. 

Reglementarea activităţilor SACET s-a făcut de două autorităţi: ANRE 

(pentru energie electrică, cogenerare şi, din 2007, gaze naturale) şi ANRSC (pentru 

încălzire urbană şi distribuţia căldurii). Între acestea a existat o slabă coordonare: 

169


ANRSC s-a dovedit puţin capabilă să gestioneze problemele locale, iar ANRE prin 

reglementările sale, a avut efecte defavorabile asupra modernizării cogenerării (a dus 

o politică de ieftinire a energiei electrice, scumpind căldura – asistată prin subvenţii, a 

elaborat norme şi reglementări întârziate etc.). 

Domeniul SACET este necoordonat, responsabilităţile sunt împărţite, este 

subfinanţat, neprioritar, neglijat, ceea ce a produs pierderi energetice şi economice 

mari, cu un impact social de mare amploare şi asistat, în mod greşit, prin 

subvenţii. Nu există o strategie naţională reală a acestui subsector energetic, 

responsabilităţile fiind împărţite între patru instituţii centrale, fără coordonare 

între acestea (Ministerul Administraţiei şi Internelor, Ministerul Economiei, 

Comerțului și Mediului de Afaceri, Ministerul Muncii, Familiei şi Protecţiei 

Sociale, Ministerul Mediului și Pădurilor) şi două autorităţi de reglementare 

(ANRE şi ANRSC) [83]. 

La cele menţionate mai sus trebuie prezentate o serie de condiţii 

suplimentare cu restricţii specifice pentru SACET, apărute în ultima perioadă de 

timp, dar mai ales după 2007, şi anume: 

● Energetica urbană este reconsiderată fundamental în contextul evoluţiei 

problemelor de mediu din ultimii 30-35 de ani [1]. Acestea s-au schimbat 

succesiv, de la poluare ambientală la influenţa gazelor cu efect de seră (GES), 

apoi la încălzire globală şi, în continuare, schimbări climatice, pentru ca în ultimul 

timp să vorbim despre catastrofe ecologice. Ca urmare, abordarea generală şi 

reglementările s-au schimbat în mod decisiv, mai ales după 1985; dacă la început 

preocupările erau exclusiv pentru problemele legate de energie, a apărut 

dihotomia energie-mediu, care în zilele noastre s-a transformat în mediu-energie, 

dar deja se conturează pentru deceniile următoare mediul ca singur element de 

control al dezvoltării societăţii (figura nr. A.3.3). S-a ajuns la concluzia că 

temperatura Pământului nu trebuie să crească cu mai mult de 2 o C faţă de anii 

1900, când temperatura medie a Pământului era de 14 o C. Astăzi, această valoare 

este de 15 o C şi este deja o preocupare generală pentru a limita această creştere. 

Cauza principală a încălzirii globale o constituie emisiile de GES, în special CO 2 , 

provenite din activităţile energetice şi industriale. Costurile economice ale 

schimbărilor climatice au fost evaluate de Raportul Stern [84] la pagube de 5-20% 

pe an din PIB-ul global, dacă nu se iau măsuri de limitare a emisiilor de GES şi la 

costuri de 1% din PIB pe an, dacă se iau masuri de stabilizare a emisiilor. 

Figura nr. A.3.3. Evoluţia contextului general şi a reglementărilor în relaţia 

energie şi mediu 

170


● Uniunea Europeană s-a angajat ferm ca lider global în această acţiune, 

elaborând în ultimii ani un număr de documente definitorii de politică în domeniul 

energiei şi mediului: a) „O strategie integrată pentru energie şi schimbări 

climatice” (2007); b) Reglementările energie-schimbări climatice (directivele 

pachetului legislativ cu obiectivele 20-20-20 pentru limitarea încălzirii globale la 

maximum 2 o C faţă de anii 1900), respectiv, reducerea emisiilor de GES cu 20%, 

ca obiectiv strategic, însoţit de două obiective conexe: reducerea consumului final 

de energie prin creşterea eficienţei energetice cu 20% şi creşterea utilizării 

surselor regenerabile de energie (SRE) cu 20% în totalul mixtului de resurse 

energetice primare; d) Directiva 2010/31/UE privind performanţa energetică a 

clădirilor, care prevede măsuri severe de reducere a consumurilor energetice la 

clădirile existente şi, mai ales, la clădirile noi; e) Pachetul 3-Energie, Roadmap 

2050 (reducerea emisiilor de CO 2 cu 85-90% ). 

Comisia Europeană a elaborat în martie 2011 Strategia Europa 2020 (care 

înlocuieşte vechea Strategie Lisabona) şi Eficienţa energetică 2011-2020, conform 

căreia se dublează eforturile statelor membre de reducere a pierderilor energetice, 

fiind în curs de aprobare Directiva pentru eficienţă energetică, care promovează 

cogenerarea eficientă, economia de energie în clădiri, ca măsură prioritară şi o 

nouă generaţie de servicii energetice. 

Legislaţia europeană a fost transpusă în cea românească, din păcate cu 

unele întârzieri în ceea ce priveşte domeniul SACET şi al energeticii clădirilor. 

În luna mai 2011, Ministerul Administraţiei şi Internelor a prezentat o 

strategie de modernizare a SACET fundamentată pe conceptul de „piaţă de 

energie termică”, analog pieţei europene de energie electrică şi de gaze naturale. 

Această strategie se bazează pe competiţie la producerea energiei, transportul şi 

distribuţia căldurii rămânând în proprietatea autorităţilor locale (cu posibilitatea de 

concesionare a activităţii unor operatori), iar furnizarea de căldură fiind asigurată 

de mai multe societăţi comerciale, pentru încasarea facturilor de energie. 

Având în vedere dificultăţile majore ale SACET, semnalate mai sus, 

numeroase opinii autorizate, precum şi ale autorilor acestui studiu, consideră că 

aplicarea conceptului de „piaţă de energie termică” la sistemele urbane, care au 

specificul foarte diversificat al sistemelor locale, va produce perturbări mari, fiind 

un experiment inedit incert cu consecinţe grave şi total nerecomandat. 

În tabelul nr. A.3.1 se prezintă posibilităţile de organizare şi conducere a 

sistemelor de alimentare centralizată cu energie termică (SACET) conform 

lucrării [85], elaborată de Energy Charter Secretariat. Dintre posibilitățile 

enumerate, ținând seama de prevederile legale şi experiența din ultimii 22 de ani, 

alternativele 1, 2, 4 şi 6 nu au cadru legal în România; 3 (operator public-privat) – 

171


soluţie frecventă, dar cu rezultate nesatisfăcătoare în marea majoritate a cazurilor, 

datorită lipsei de experienţă şi managementului defectuos; 3 (operator integral 

privat) – soluţie recomandată pentru gestionarea eficientă a SACET (preferabil cu 

includerea surselor de producere), în special, în condiţiile specifice ale României; 

5 – soluţie recomandată şi utilizabilă doar pentru modernizarea surselor de 

producere; 7 – soluţie fundamental greşită, nerecomandată, în contradicţie cu 

politica energetică şi de mediu a Uniunii Europene. 

Tabelul nr. A.3.1. Şapte posibilităţi de organizare şi conducere a SACET 

Gestiune directă de către autoritatea locală. 

Gestiune delegată către un operator integral public, deţinut de autoritatea locală. 

Gestiune delegată către un operator public-privat sau integral privat. 

Holding municipal (electricitate, căldura, gaze naturale, apă). 

Parteneriat public-privat (pentru modernizarea surselor de producere a energiei termice). 

Privatizarea sistemului centralizat (SACET). 

Desființarea sistemului centralizat (SACET) şi trecerea la încălzirea individuală a 

apartamentelor cu centrale termice, sobe etc. (soluţie greşită, opusă politicii UE). 

Rezultatele gestiunii delegate către un operator public-privat, prezentate în 

tabelul nr. A.3.2, soluţie general folosită în ţara noastră, sunt atât de 

necorespunzătoare la marea majoritate a SACET, ajunse în insolvenţă, faliment 

sau desfiinţare, cu probleme sociale grave create consumatorilor, încât se impune 

de urgență găsirea unor rezolvări radicale. 

Tabelul nr. A.3.3 prezintă principalele prevederi ale delegării serviciului 

de alimentare cu energie termică (concesionării serviciului) în conformitate cu 

HG nr. 717/2008. Atribuirea delegării serviciului, de regulă, cu aport de investiţii, 

se face prin licitaţie, pe o perioadă de timp de 15-25 de ani, nu constituie un 

proces de privatizare, proprietarul rămânând acelaşi, respectiv autoritatea locală, 

care are drepturi clare de decizie şi control al performanţelor operatorului privat 

şi, în primul rând, al preţului energiei furnizate consumatorilor. Experienţa unor 

astfel de delegări de serviciu în ţara noastră arată rezultate pozitive semnificative: 

controlul situaţiei financiare, reducerea costurilor, creşterea eficienței economice, 

reduceri importante ale numărului de personal, investiţii pentru modernizare, 

creşterea continuităţii serviciului, a gradului de conectare şi a satisfacţiei 

consumatorilor, garantarea respectării legalităţii. 

172


Tabelul nr. A.3.2. Concluzii privind consecinţele menţinerii situaţiei actuale (delegarea 

serviciului către un operator public-privat sau integral public) 

În 1989 erau în România 315 operatori deţinuți de autorităţile locale sau centrale (pentru 

producerea energiei). Astăzi mai funcţionează 104, marea majoritate având dificultăţi financiare 

mari (insolvenţă sau faliment); restul au dispărut. 

Managementul acestor operatori este ineficient, lipsit de profesionalism şi experienţă. 

Capacitate redusă de negociere comercială. 

Pierderile tehnice, energetice şi economice mari sunt practic transferate către consumatori şi 

bugetul autorităţilor locale. 

Exces mare de personal şi o influenţă negativă/opoziţie a organizaţiilor sindicale faţă de 

măsurile de restructurare şi de reducere a costurilor cu personalul. 

Dificultăţi mari faţă de plata creditelor interne şi externe angajate. Eşuarea investiţiilor 

începute. Imposibilitatea obţinerii de noi credite de dezvoltare. 

Capacitate redusă de convingere de racordare la sistemul centralizat a noilor construcţii 

rezidenţiale. 

Capacitate redusă de competiţie faţă de concurenţa agresivă a furnizorilor de gaze naturale şi de 

centrale termice de apartament (datorită lipsei unei politici naţionale, locatarii reacţionează 

relativ corect la un semnal economic greşit, respectiv menţinerea preţului scăzut al gazelor 

naturale). 

Principala consecinţă este lipsa unei perspective sigure privind alimentarea cu energie termică a 

locuinţelor (de exemplu, pentru Bucureşti, 570.000 de apartamente). 

Având în vedere importanţa SACET (ca utilităţi vitale pentru numeroase 

comunităţi, sub aspectul impactului social, ca soluţii probate perfectibile din punct 

de vedere tehnic, economic şi impact de mediu), România trebuie să treacă de 

urgenţă la adoptarea unor măsuri deosebite în acest domeniu, între care: 

Principalul factor motor decisiv capabil să dinamizeze dezvoltarea acestui 

subsector este voinţa politică fermă şi permanentă, care să asigure funcţionarea şi 

progresul din domeniul fiecărui element de influenţă prezentat mai sus. Având în 

vedere caracterul inerţial mare al activităţilor energetice, cu durate lungi de timp 

între decizie şi realizare practică, sunt necesare, pe de o parte, decizii urgente, iar, 

pe de altă parte, ca acestea să depăşească mandatul electoral de patru ani. 

Înfiinţarea unei autorităţi naţionale/departament, care să aibă ca obiect de 

activitate „Energetica urbană şi rurală”, condus de un preşedinte/ministru delegat, 

subordonat primului ministru. Scopul acestei entităţi este coordonarea şi controlul 

tuturor activităţilor din domeniu, propunerea şi urmărirea strategiei, politicilor şi 

instrumentelor adecvate (legislaţie, finanţare, cooperarea cu autorităţile centrale şi 

locale, cu autorităţile de reglementare), activităţi axate pe politica şi reglementările 

173


UE şi pe angajamentele României în acest domeniu. În acest sens, se propune 

înfiinţarea acestei entităţi printr-o lege specială. De o importanţă deosebită este 

selecţionarea unui personal nonpolitic cu expertiză profesională de calitate ridicată. 

Pentru coordonarea priorităţilor, trebuie conceput un nou mod de realizare 

a politicii locale de încălzire centralizată şi de reabilitare termică a clădirilor, care 

să elimine disfuncţiile prezente între politica naţională (unde guvernul este 

responsabil şi singur interlocutor al UE) şi politica locală (unde autorităţile locale, 

datorită autonomiei administrative, pot avea alte priorităţi şi moduri de abordare). 

Trebuie să existe o mai bună coordonare între priorităţile naţionale şi priorităţile 

locale, din punct de vedere economic, social şi de mediu, respectiv între 

ministerele responsabile şi autorităţile locale. 

Tabelul nr. A.3.3. Prevederile principale ale delegării serviciului de alimentare cu energie termică 

către un operator integral privat 

Autorităţile locale rămân proprietarul activelor (nu este un proces de vânzare, de privatizare). 

Operatorul privat investeşte în echipamente şi în mentenanţa lor. 

Operatorul privat gestionează serviciul pe o anumită perioadă de timp (15-25 ani) pentru a-şi 

putea recupera investiţiile. 

Operatorul privat plăteşte o redevenţă proprietarului (autorităţii locale) pentru dreptul de a folosi 

activele acestuia. 

Contractul de concesiune între autoritatea locală şi operatorul privat are la bază următoarele 

principii: 

- Creşterea eficienţei (reducerea pierderilor) tehnice, energetice şi economice a întregului sistem 

de termoficare; 

- Asigurarea fiabilităţii sistemului prin investiţii şi reparaţii; 

- Furnizarea de servicii la un tarif care asigură cel mai bun raport calitate/preţ; 

- Tarifele sunt stabilite prin contract, cu o formulă de indexare în timp, iar controlul preţurilor se 

face de autoritatea locală şi de organismele de reglementare şi control abilitate; 

- Asigurarea stocurilor de siguranţă de combustibil pentru iarnă; 

- Exploatarea eficientă a activelor în proprietate publică; 

- Asigurarea continuităţii serviciului şi a calităţii funcţionării instalaţiilor; 

- Transparenţa exploatării, a cheltuielilor şi a investiţiilor faţă de proprietarul sistemului; 

- Adaptarea continuă a sistemului la cererile consumatorilor şi ale autorităţilor concedente; 

- Protejarea mediului ambiant în conformitate cu reglementările în vigoare. 

174


Elaborarea de urgenţă a unei strategii naţionale în domeniul încălzirii 

centralizate a clădirilor şi locuinţelor, a eficienţei energetice şi a folosirii 

energiilor regenerabile, cu măsuri, termene şi responsabilităţi bazate pe strategiile 

locale. Pentru întocmirea strategiilor locale este necesară elaborarea unui ghid 

pentru municipalităţi, astfel încât să existe un sistem unitar de analiză şi soluţii 

propuse, coerent cu politica naţională în acest domeniu. 

Crearea unui climat stabil şi predictibil în ceea ce priveşte cadrul legislativ 

şi de reglementare. Noile reglementări trebuie emise numai după un proces de 

consultare riguros, astfel încât entităţile interesate să-şi poată exprima punctele de 

vedere. Reglementările trebuie să fie nediscriminatorii şi să asigure atragerea 

investiţiilor în sector. Se consideră că activitatea de reglementare în domeniul 

SACET trebuie să se găsească în cadrul unei singure autorităţi şi anume ANRE, 

prin trecerea responsabilităţilor ANRSC privind energia termică la ANRE. 

Promovarea cogenerării eficiente şi reabilitarea termică a clădirilor 

reprezintă principalele două direcţii de acţiune pentru reducerea sensibilă a 

pierderilor energetice, prin care România îşi poate îndeplini obligaţiile care îi 

revin privind reducerea cu 20% a consumului energetic, respectiv creşterea cu 

20% a eficienţei energetice, până în anul 2020, din cadrul pachetului energieschimbări 

climatice al UE. 

Ansamblul energetic al SACET trebuie condus de consumatorii de energie 

termică şi nu de furnizorii de energie, din acest punct de vedere evidenţiindu-se 

importanţa reabilitării termice a clădirilor. 

Reconsiderarea în mod fundamental a resurselor energetice primare 

disponibile local pentru SACET: restrângerea utilizării cărbunilor (prin restrângerea 

subvenţiilor şi includerea în preţul energiei a emisiilor), perspectiva creşterii preţului 

gazelor naturale, folosirea surselor regenerabile de energie mai scumpe (biomasă, 

biogaz, energie solară, energie geotermală), incinerarea deşeurilor etc. 

Directivele şi reglementările recente ale UE privind reducerea de GES, în 

special CO 2 , creşterea eficienţei energetice, utilizarea SRE, performanţa 

energetică a clădirilor şi promovarea cogenerării de înaltă eficienţă impun 

refacerea şi actualizarea de urgenţă a strategiilor energetice municipale, în cadrul 

cărora problema principală o constituie alimentarea cu energie termică. 

O consecinţă a reformei sectorului energetic, în general, şi a subsectorului 

sistemelor de alimentare centralizată cu energie termică (SACET), în particular, 

este aceea că este de aşteptat ca energia consumată să fie plătită în totalitate [9]. 

Investiţiile necesare modernizărilor vor determina creşterea preţului şi a facturilor 

la energie. Ca urmare, guvernul va trebui să ia o serie de măsuri, între care cel 

175


puţin două sunt deosebit de importante: pe de o parte, separarea clară a 

competenţelor şi responsabilităţilor autorităţilor de reglementare în domeniul 

energiei de cele ale ministerului responsabil cu asistenţa socială, iar, pe de altă 

parte, alcătuirea unei politici de protecţie socială bazată pe interacţiunea şi 

sinergia dintre tarife, sărăcie şi utilizarea energiei [82]. 

Diferenţierea preţului gazelor naturale între marii şi micii consumatori, în 

vederea promovării încălzirii centralizate şi eliminării subvenţiei încrucişate. În 

UE, raportul mediu dintre preţul gazelor naturale la consumatorii individuali şi la 

consumatorii industriali este de 2,15. 

Reducerea TVA pentru consumatorii racordaţi la sistemele de încălzire 

centralizată. În tabelul nr. A.3.4 se prezintă o serie de date economice privind 

sistemele de alimentare centralizată cu căldură dintr-un număr de ţări din Uniunea 

Europeană. Se observă că într-o serie de ţări cu standarde de viaţă relativ coborâte, 

dar mai ridicate decât în România, s-a recurs, ca măsură de protecţie socială, la 

reducerea TVA pentru aceste sisteme la valori sensibil mai coborâte decât 

valoarea pentru TVA generală aplicată în respectivele ţări. O astfel de măsură se 

poate aplica şi în România pentru o perioadă limitată de timp. 

176


Tabelul nr. A.3.4. Cheltuieli şi venituri pentru consumatorii racordaţi la SACET în unele ţări din Uniunea Europeană 

Nr. 

crt. 

Țara 

TVA 

generală 

TVA pentru 

SACET 

Consum 

mediu anual, 

MWh/ap. 

Preţul 

mediu 

căldură, 

euro/MWh 

Factura 

anuală 

pentru 

căldură, 

euro/ap. 

Venit 

mediu net 

anual, 

euro/pers. 

Cost 

căldură/ 

Venit mediu 

anual pe 

persoane 

1. Bulgaria 20% 20% 6,71 50,55 339 4 479 8% 

2. România 24% 24% 8,14 60,88 496 3 974 12% 

3. Ungaria 27% 5% 10,80 67,54 729 5 587 13% 

4. Slovacia 20% 20% 11,80 70,34 830 4 200 20% 

5. Republica Cehă 20% 14% 8,61 77,01 663 9 105 7% 

6. Polonia 23% 23% 6,90 43,76 302 9 030 3% 

7. Germania 19% 19% 11,00 78,00 858 35 700 2% 

8. Lituania 21% 9% 9,00 75,30 678 5 724 12% 

9. Letonia 22% 12% 10,00 53,63 536 5 600 10% 

10. Estonia 20% 20% 10,00 74,33 743 5 520 13% 

Observații: Pentru România s-a considerat: consumul mediu anual 7,0 Gcal/apart.; preţul mediu al căldurii 310 lei/Gcal (1Gcal = 1,163MWh); 

factura medie anuală pentru căldură 2.170 lei/apart.; venitul mediu net anual 17 400 lei/pers.; cursul de schimb 1 euro = 4,38 lei. 

177


Introducerea tarifului binom pentru furnizarea căldurii şi a gazelor naturale, ca 

realitate economică şi garanţie a recuperării investiţiilor şi a funcţionării pe timpul 

verii a operatorilor de încălzire, m ăsură recomandată în mod insistent de studiul [82]. 

În figura nr. A.3.4 se prezintă grafic comparaţia între tariful monom şi tariful binom, 

din care rezultă avantajele economice ale utilizării tarifului binom, atât pentru 

furnizorii de căldură, cât şi pentru consumatorii de căldură. 

Figura nr. A.3.4. Comparaţie între tariful monom şi tariful binom 

O soluţie de o eficienţă deosebită o constituie delegarea gestiunii 

serviciului/concesionarea activităţii de alimentare cu energie termică (SACET) 

către operatori cu experienţă, cu precădere privaţi, în cadrul legal existent (HG 

nr. 717/2008). Procedura este recomandată şi utilizată în UE, practicată cu reuşită 

dovedită în unele municipalităţi din România şi este recomandabilă extinderea ei. 

Prin acest procedeu, fără a se modifica forma de proprietate se asigură creşterea 

eficienţei economice şi fiabilităţii SACET, surse suplimentare de investiţii şi 

pentru reparaţii, furnizarea de servicii la cel mai bun raport calitate/preţ, controlul 

costurilor şi al tarifului, transparenţa activităţii faţă de proprietarul SACET. 

În vederea suplinirii lipsei surselor de investiţii, se propune ca în cadrul 

fondurilor structurale şi de coeziune să se întreprindă demersurile legale pentru 

crearea unei axe de finanţare dedicată creşterii eficienţei energetice a SACET, 

care să facă parte din Programul Operaţional Sectorial (POS) Eficienţă Energetică. 

178


Decizii greşite de politică economică 

şi politică energetică, care au afectat cogenerarea 

şi încălzirea centralizată în România 

Anexa nr. 4 

Sectorul energetic se compune, în principal, din trei subsectoare: 

electricitate, gaze naturale şi încălzire centralizată. Dintre acestea, subsectorul 

încălzirii centralizate, împreună cu sursele de furnizare a căldurii – 

centralele de cogenerare (termoficare) şi centralele termice – se găsesc în cea 

mai dificilă situaţie. 

Încălzirea centralizată este curent folosită în aglomerările urbane pentru 

alimentarea cu căldură a clădirilor publice, private şi rezidenţiale de locuit 

multietajate. 

Cogenerarea reprezintă producerea combinată şi simultană, în aceleaşi 

instalaţii, a energiei electrice şi căldurii, folosind combustibili fosili şi resurse 

energetice regenerabile şi constituie, în mod obişnuit, sursa de alimentare cu 

energie termică a sistemelor centralizate de încălzire. 

Din datele oficiale, în România sunt circa 85.000 de blocuri de locuinţe, cu 

circa 3 milioane de apartamente şi 7 milioane de locatari. Din 315 operatori 

urbani, furnizori de energie termică în 1989, astăzi mai funcţionează doar 104, şi 

aceştia, în mare majoritate, cu deficienţe financiare mari (peste 90% în insolvenţă 

sau faliment). 

Pierderile energetice totale ale acestor sisteme, raportate la combustibilul 

consumat, sunt de ordinul a 50-75%, din care 30-40% la sursele de căldură şi în 

reţelele de transport şi distribuţie, iar 40-50% în clădirile de locuit multietajate. 

Aceste pierderi sunt plătite de consumatorii finali (populaţia), datorită facturilor 

greu de suportat, cu ajutorul unui sistem complex de subvenţii şi asistenţă socială. 

Situaţia gravă în care se găseşte astăzi energetica urbană în ţara noastră 

are cauze multiple: instalaţii vechi şi neperformante, clădiri cu pierderi energetice 

mari, legislaţie care nu produce rezultate practice, reglementări necorespunzătoare, 

lipsa unei politici naţionale în acest domeniu, absenţa investiţiilor, voinţă 

politică declarativă, dar şi numeroase decizii greşite, decizii amânate sau lipsă de 

decizii, care decizii luate corect şi la timp ar fi avut rezultate apreciabil mai bune. 

Dintre deciziile greşite de politică economică se menţionează: 

Plata datoriei externe a României în anii ’80. Acest lucru, pe de o 

parte, a încetinit considerabil dezvoltarea economică şi socială a ţării pentru o 

179


perioadă lungă de timp, iar, pe de altă parte, datorită deconectării şi izolării 

României faţă de piaţa financiară internaţională şi partenerii tradiţionali, a 

determinat ca în deceniul ’90 România să solicite, în primul rând, asistenţa FMI şi 

a Băncii Mondiale. S-a adâncit, astfel, uzura tehnică şi morală a tehnologiilor şi 

echipamentelor energetice, între care cele specifice sistemelor de alimentare 

centralizată cu energie termică (SACET). 

Desfiinţarea în 1990 a Comitetului de Stat al Planificării (CSP), 

considerat a fi o structură specifică economiei centralizate, de comandă şi, ca o 

consecinţă, absenţa, până în prezent, a unei Strategii economice naţionale. Există 

numeroase opinii ale specialiştilor privind necesitatea unei instituţii naţionale de 

planificare strategică, ca o entitate nonpolitică, dependenţa de Parlamentul 

României, care să elaboreze pentru guvern propunerea strategiei economice şi 

sociale, pe termen mediu şi lung. 

Cumpărarea în anii ’90, la sume modice, de către chiriaşi, a 

apartamentelor din blocurile de locuinţe. Astăzi, 97% din apartamente sunt 

proprietate privată, proporţia fiind cea mai ridicată din Uniunea Europeană. O 

consecinţă directă este legată de responsabilităţile pe care le au proprietarii faţă de 

întreţinerea locuinţelor şi cărora nu le pot face faţă din cauza veniturilor scăzute 

(de exemplu, modernizarea energetică a clădirilor). 

Neacceptarea unui TVA redus pentru încălzirea centralizată, ca 

măsură de protecţie socială. Trebuie arătat că există în UE, prin comparaţie, 

state „sărace”, dar mai bogate decât România, care practică acest lucru; de 

exemplu, Ungaria (TVA general 27%, TVA redus pentru încălzire centralizată 

5%), Republica Cehă (20%, respectiv 14%), Lituania (21%, respectiv 9%), 

Letonia (22%, respectiv 12%). 

Dintre deciziile greşite de politică energetică se pot menţiona: 

Nerecunoaşterea sectorului energiei ca infrastructură strategică, în 

general, şi a încălzirii centralizate, ca prioritate socială, în special. Spre 

deosebire de sectoarele transporturilor şi comunicaţiilor, acceptate ca reprezentând 

elemente de infrastructură şi ministere, membre ale guvernului, sectorul energiei 

nu a obţinut, ca în marea majoritate a ţărilor europene, plasarea în primele trei 

locuri ca importanţă naţională. 

Absenţa unei politici naţionale reale în domeniul energeticii urbane. 

Documentele oficiale există, dar acestea nu au produs efecte semnificative; 

căldura, ca formă de energie, nu a constituit o prioritate, fiind lipsită de o abordare 

responsabilă. În ceea ce priveşte energetica urbană, aceasta este practic absentă 

din aceste documentele oficiale. 

În sistemele de încălzire centralizată au fost implicate patru 

ministere (Ministerul Administraţiei şi Internelor, Ministerul Economiei, 

180


Comerțului și Mediului de Afaceri, Ministerul Muncii, Familiei şi Protecţiei 

Sociale, Ministerul Mediului și Pădurilor) şi două autorităţi de reglementare 

(ANRE, ANRSC), fără o bună coordonare şi responsabilităţi clar delimitate 

între acestea. 

Sistemele de alimentare centralizată cu energie termică (SACET) 

reprezintă astăzi cel mai deficitar subsector energetic din România, deoarece 

s-au adoptat soluţii simpliste şi ineficiente: subvenţii pentru combustibilii de 

încălzire şi măsuri neunitare de protecţie socială. Drept consecinţe, la anularea 

subvenţiilor, au crescut facturile la niveluri nesuportabile, s-au acumulat creanţe 

care nu pot fi plătite şi care generează blocaj financiar şi insolvenţă sau faliment. 

Protecţie socială prin preţul energiei: preţuri reglementate. Dacă 

această abordare a reprezentat o soluţie în primii ani de după 1990, menţinută o 

perioadă prea lungă de timp, a deteriorat situaţia financiară a furnizorilor de 

energie (combustibili, electricitate, căldură), prin nerecunoaşterea unor costuri în 

preţurile energiei. De asemenea, a descurajat în foarte mare măsură activităţile de 

eficienţă energetică. 

Preţul gazelor naturale, concurenţa cogenerare-gaze naturale. Spre 

deosebire de majoritatea statelor europene, în România nu a existat o politică 

naţională care să diferenţieze, prin preţul gazelor naturale, consumatorii industriali 

şi populaţia, sistemele centralizate de încălzire şi consumatorii individuali. Ca 

urmare, datorită încurajării oficiale a vânzării de centrale de încălzire de 

apartament, circa 50% din consumatorii racordaţi la sistemele centralizate s-au 

debranşat de la acestea. La nivelul UE, ca politici naţionale, pentru promovarea 

cogenerării de înaltă eficienţă şi a măsurilor de eficienţă energetică, preţul mediu 

al gazelor naturale pentru încălzirea centralizată este de 2,2 ori mai scăzut decât 

pentru consumatorii individuali. 

Efecte negative ale deciziilor autorităţilor de reglementare (ANRE, 

ANRSC), între care alocarea costurilor din cogenerare de către ANRE, prin 

scumpirea nejustificată a energiei termice şi a facturilor de încălzire, precum şi 

necoordonarea reglementărilor ANRE şi ANRSC, în dezavantajul furnizorilor şi 

consumatorilor. 

Subordonarea ANRE şi ANRSC Secretariatului General al 

Guvernului, măsură justificată de economii bugetare, dar care a produs la aceste 

instituţii efecte contrare, lipsa independenţei în decizii şi a autonomiei financiare, 

plecarea personalului de specialitate şi, în final, atenţionarea României de către 

Comisia Europeană. 

Neutilizarea tarifului binom pentru energie termică şi gaze 

naturale. ANRE a folosit exclusiv tariful monom pentru calculul facturilor la 

energie termică şi gaze naturale, producând astfel, în mod nejustificat, dificultăţi 

mari furnizorilor de energie în autofinanţarea acestora şi neglijând utilizarea 

181


tarifului binom, unanim folosit în alte ţări, sistem de tarifare care reflectă o 

realitate economică. 

Incapacitatea şi lipsa de interes a autorităţilor centrale şi locale în 

găsirea soluţiilor de finanţare pentru modernizarea energetică a blocurilor 

de locuinţe. Clădirile de locuit multietajate au pierderi energetice de ordinul a 

40-50% din energia furnizată, valoarea acestor pierderi regăsindu-se în factura 

locatarilor şi în măsurile de protecţie socială. Până în prezent, din circa 85.000 de 

blocuri de locuinţe sunt izolate termic doar 2-3%, un procent cu totul neînsemnat. 

Poziţia unor instituţii oficiale. Recomandarea Institutului pentru 

Politici Publice (IPP) Bucureşti, în Raportul „Servicii Publice Municipale (Bilanţ 

la 3 ani de mandat)”, octombrie 2011: ...„În aceste condiţii, IPP cere de urgenţă 

tuturor reprezentanţilor administraţiei locale, precum şi Ministerului Economiei, 

Comerțului și Mediului de Afaceri care încă mai are în subordine în 2010 şase 

Centrale Electrotermice, să ia măsuri urgente pentru eradicarea sistemului 

centralizat de încălzire, care s-a dovedit a fi unul falimentar, nu doar pentru 

consumatorul care plăteşte facturi mari de căldură, ci, în primul rând, din punct de 

vedere economic”. 

Sistemul de alimentare centralizată cu energie termică (SACET), ca 

subsector energetic cu un impact social deosebit de mare, în totală opoziţie cu 

reglementările Uniunii Europene, se confruntă în România cu o „politică” de 

compromitere, este subfinanţat, în insolvenţă sau faliment, blocat financiar şi 

împins spre desfiinţare. 

182


Alte politici greşite în sectorul energiei. 

Hidroelectrica în insolvenţă: cauze şi efecte 

Anexa nr. 5 

La sfârşitul anului 1990, a fost înfiinţată Regia Autonomă de Electricitate 

(RENEL) după modelul Electricite de France (EdF). Spre deosebire de EdF, cea 

mai mare companie de electricitate din Europa, RENEL era, la rândul său, un 

monopol integrat vertical (cu producerea, transportul şi distribuţia energiei într-o 

singură structură), dar cu o anumită ineficienţă economică, păstrând multe din 

caracteristicile fostului Minister al Energiei Electrice şi având organizaţii sindicale 

puternice, care se opuneau oricăror modificări de restructurare. 

Ar trebui reamintit că, din punctul de vedere al accesului la sursele de 

investiţii, anii '90 au fost marcaţi de consecinţele plăţii datoriei externe a 

României şi de necesitatea de a conlucra direct cu anumite instituţii financiare 

internaţionale (în special, Fondul Monetar Internaţional şi Banca Mondială), iar 

sectorul energetic nu a făcut excepţie. 

În martie 1997, RENEL s-a angajat faţă de Ministerul Industriilor, care 

avea responsabilitatea coordonării sectorului energetic, să propună, în special, 

două acţiuni şi anume: restructurarea RENEL şi înfiinţarea unei autorităţi de 

reglementare, ambele solicitate expres de FMI şi Banca Mondială. În acest scop, 

în RENEL a fost înfiinţat Comitetul de Strategie şi Reformă (CSR), alcătuit din 15 

specialişti de înaltă calificare. Aceştia au elaborat, pe parcursul unui an, pe baza 

experienţei internaţionale, europene şi a specificului naţional, cu consultanţa 

firmei americane Bechtel International (plătită de Banca Mondială), propunerea 

de restructurare a RENEL. 

Modelul de structură ales a fost acela al separării activităţilor de producere, 

transport, distribuţie şi furnizare a energiei, cu competiţie în producerea şi 

furnizarea energiei, iar ca activităţi reglementate, transportul (monopol natural) şi 

distribuţia. Nu au fost dificultăţi în a identifica Transelectrica, pentru transportul 

energiei electrice, cu toate liniile electrice de 220 kV şi 400 kV şi Electrica, pentru 

distribuţia şi furnizarea energiei electrice, cu opt sucursale de distribuţie zonale, 

cu liniile electrice sub 110 kV inclusiv. 

Dificultăţile au apărut însă în restructurarea activităţii de producere a 

energiei, datorită existenţei a trei tipuri de centrale electrice: a) centrale 

hidroelectrice, în mare măsură cu investiţii amortizate, cu un preţ al energiei 

electrice produse foarte scăzut, datorită, pe de-o parte, a costului foarte redus al 

„combustibilului” – apa şi, pe de altă parte, al aportului mare al celei mai eficiente 

183


unităţi, Centrala hidroelectrica Porţile de Fier; b) centrale termoelectrice, de 

asemenea, amortizate în mare măsură, cu preţuri ale energiei electrice produse 

ridicate datorită costurilor mari ale combustibilului (cărbune, gaze naturale, 

păcură), de ordinul a 70-80% din preţul energiei, cu eficienţă scăzută şi aflate în 

mare majoritate într-o stare avansată de uzură fizică şi morală; c) centrala 

nuclearoelectrică de la Cernavodă, la care la Unitatea 1 s-au reluat lucrările în 

1991 şi care a intrat în funcţiune la sfârşitul anului 1996. 

O restricţie suplimentară a fost impusă de Banca Mondială, care, ca 

politică proprie, a declarat ca nu susţine programul nuclear şi care, la începutul 

anilor '90, a condiţionat asistenţa financiară pentru RENEL exclusiv pentru 

producerea convenţională de energie (termo şi hidro) şi izolarea financiară a 

activităţii nucleare (realizată prin crearea Grupului de Energetică Nucleară, care a 

devenit ulterior Nuclearelectrica). 

În aceste condiţii, propunerea de restructurare a RENEL, înaintată 

Ministerului Industriilor şi aprobată în Guvern prin HG nr. 365/1998, s-a realizat 

practic în perioada 1998-2000 prin separarea activităţilor de producere, transport, 

distribuţie şi furnizare, cu trei producători diferiţi după „combustibil” (termo, 

hidro, nuclear), respectiv Termoelectrica, Hidroelectrica şi Nuclearelectrica. 

În paralel, pe baza propunerii RENEL, s-a înfiinţat prin OUG nr. 29/1998, 

aprobată prin Legea nr. 99/2000, Autoritatea Naţională de Reglementare în 

domeniul Energiei (ANRE), iar prin HG nr. 122/2000 s-a aprobat deschiderea la 

10% a pieţei de energie electrică, piaţă deschisă gradual complet în 2007. 

Competiţia iniţială a dat posibilitatea apariţiei unor firme care să cumpere 

şi să vândă energie electrică. Din acel moment, evoluţia firească a procesului de 

restructurare a încetat. O serie de firme cu suport din întreg spectrul politic au 

reusit să ajungă, în special la Hidroelectrica, cu care au încheiat contracte 

bilaterale confidenţiale pe termen lung, în condiţii dezavantajoase, atât pentru 

Hidroelectrica, cât şi din punctul de vedere al interesului naţional. În timp, 

Hidroelectrica a ajuns să aibă contracte de vânzare de acest tip pentru 70-80% din 

energia produsă, pentru perioade de vânzare de până la 10 ani, care au ajuns până 

în anul 2018. Contractele au fost dezechilibrate, în defavoarea Hidroelectrica, cu 

condiţii penalizatoare severe în ceea ce priveşte modificarea termenilor 

contractuali. 

Atât înainte, cât şi după desfiinţarea RENEL în 1998, au fost numeroase 

recomandări ale organizaţiilor internaţionale (Banca Mondială, BERD, USAID) şi 

studii efectuate de firme de consultanţă renumite (Bechtel International, Hunton şi 

Williams, Morgan Stanley, Arthur D. Little, Flemings, PB Power etc.) privind 

restructurarea şi privatizarea sectorului energiei electrice din România, ca singura 

184


măsură viabilă de modernizare, dar guvernele nu au adoptat şi finalizat nicio 

măsură semnificativă privind sectorul de producere a energiei. 

Menţinerea acestei structuri de producere o perioadă prea lungă de timp, în 

condiţiile de mai sus, a fost păguboasă, atât producătorului hidro ieftin, prin 

pierderea unui profit considerabil înstrăinat, cât şi producătorilor termo scumpi, 

prin agravarea problemelor financiare şi decapitalizare. În același timp, ANRE, ca 

autoritate de reglementare, a tolerat existenţa acestor contracte dezastruoase 

pentru producătorul de energie hidro, ca reglementator nefiind în totalitate 

independent şi autonom. 

Hidroelectrica, deşi cea mai profitabilă companie din sectorul 

electroenergetic cu capital majoritar de stat, datorită acestor contracte 

preferenţiale, pe fondul unor ani hidrologici nefavorabili, a ajuns într-o situaţie 

financiară deficitară, de neacceptat. În acest context, intrarea în insolvenţă a 

societăţii în iunie 2012 urmăreşte corectarea acestei situaţii prin măsuri severe de 

reorganizare, care să corecteze disfuncţionalităţile existente. 

La aproape două luni de la declararea insolvenţei, raportul administratorului 

judiciar al Hidroelectrica din 17 august 2012 a arătat efectele acestei 

politici şi dimensiunea pierderilor financiare ale societăţii. Conform raportului, 

Hidroelectrica a intrat în insolvenţă datorită vânzărilor de energie către 

așa-numiţii „băieţi deştepţi”, managementului deficitar, investiţiilor neperformante 

şi secetei prelungite, dar şi a altor factori, precum costurile cu apa uzinată, 

contractul colectiv de muncă şi achiziţia de energie de la terţi. 

Principalele 10 contracte de vânzare de energie cu aceste firme au produs 

pierderi de circa 1,1 miliarde euro în ultimii 6 ani. Şase contracte au fost 

renegociate la condiţii mult mai avantajoase pentru Hidroelectrica. O serie de 

litigii urmează să fie rezolvate în instanţe de judecată. 

Din categoria investiţiilor neperformante ar fi suficient să menţionăm 

reabilitarea centralelor hidroelectrice Porţile de Fier 1 şi 2, atribuite prin 

încredinţare directă firmei Sulzer Hydro (precursorul firmei Energy Holding), 

lucrări realizate cu neîndeplinirea performanțelor tehnice şi cu costuri aberante. În 

aceeaşi categorie, a pierderilor financiare trebuie arătate costurile nejustificate 

economic pentru conservarea pe parcursul ultimilor 20 de ani a multor lucrări şi 

amenajări hidroenergetice, în faza de şantiere şi fără perspective de finalizare, 

datorită lipsei surselor de finanţare. 

Contractul colectiv de muncă în Hidroelectrica, încheiat în 2005 şi care 

expiră în 2014, are multe anomalii, este împovărător pentru indicatorii financiari 

ai companiei şi încurajează nemunca. Potrivit raportului, ponderea salariului de 

185


bază pentru timpul efectiv lucrat este de 41% din totalul veniturilor pe salariat, iar 

diferenţa de 59% este reprezentată de sporuri şi indemnizaţii. Salariaţii companiei 

de stat, intrată în insolvenţă în luna iunie a anului curent, beneficiază de 70 de 

beneficii, prime jubiliare, indemnizaţii, a căror pondere este mai mare cu 300% 

faţă de salariul de bază. Câteva exemple: 30 milioane lei primă de vacanţă, 

21 milioane lei deplasări ale personalului din şi de la serviciu, inclusiv pentru 

deplasări în interes personal cu familia, 13 milioane lei diurne pentru delegaţii, 

18 milioane lei sporuri de fidelitate şi prime jubiliare, 31 milioane lei prime de 

vechime. Alte sporuri acordate salariaţilor Hidroelectrica sunt pentru decesul 

rudelor, pentru formare profesională, zilele libere plătite pentru studii, două ore 

suplimentare plătite cu 200% din salariul de bază sau pentru fidelitatea 

„neîntreruptă” faţă de companie. Potrivit contractului colectiv de muncă, un 

salariat disponibilizat beneficiază de 48 salarii compensatorii, în timp ce o 

persoană care iese la pensie primeşte echivalentul a 12 salarii. De exemplu, un 

şofer are un salariu brut în luna iunie 2012 de 9.900 lei, deși salariile de încadrare 

a şoferilor pornesc de la 2.760 de lei. Cheltuielile cu personalul Hidroelectrica 

bugetate pentru acest an se ridică la 461,5 milioane lei, cu 20 milioane lei mai 

mult faţă de anul 2011. Cu toate aceste beneficii, salariul mediu în Hidroelectrica 

a fost de 1.643 de euro. 

Pe fondul secetei prelungite, pentru a-şi îndeplini obligaţiile contractuale, 

Hidroelectrica a fost obligată să achiziţioneze energie electrică de la terţi 

(producători termo), la preţuri ridicate, energie vândută apoi la preţuri mai mici 

decât cele de achiziţie, ceea ce a condus la pierderi suplimentare de 131 milioane 

euro. 

Situaţia companiei Hidroelectrica este un exemplu flagrant de cum nu 

trebuie gestionată o societate de stat: management incompetent, consiliu de 

administraţie şi reprezentanţi ai acţionariatului lipsiţi de responsabilitate, ingerinţă 

politică, presiune sindicală excesivă, toleranţă şi poziţia greşită a autorităţii de 

reglementare ANRE. 

186


Opiniile băncii mondiale privind situaţia energetică 

a ţărilor din Europa Centrală şi de Est [1] 

Anexa nr. 6 

Evoluţiile privind creşterea consumului de energie în lume vor produce o 

creştere treptată a presiunii ţărilor mari consumatoare de energie asupra ţărilor 

posesoare de resurse primare fosile, în special, asupra celor din zona Mării 

Caspice şi a ţărilor arabe. Doar China singură ca ţară a contribuit cu 75% la 

creşterea cererii de cărbune la nivel mondial. În aceste condiţii, este de aşteptat 

ca Uniunea Europeană să aibă o concurenţă serioasă în ceea ce priveşte 

achiziţiile de resurse energetice primare fosile din terţe ţări şi reconfigurarea 

unor rute de aprovizionare cu combustibili. 

În lucrarea [86] a Băncii Mondiale se analizează situaţia energetică a 

ţărilor din Europa Centrală şi de Est, a măsurilor care trebuie întreprinse în 

contextul crizei economice curente. 

Pentru acoperirea deficitului dintre furnizare şi consum, ţările din această 

regiune trebuie să-şi regândească strategia lor energetică, luând, în principiu, 

cinci categorii de măsuri: 

a) Construirea unor capacităţi pentru furnizarea sigură de electricitate şi 

energie primară şi atragerea în regiune a unor investiţii considerabile (1.800 

miliarde dolari pentru energie primară şi 1.500 miliarde dolari pentru electricitate 

până în 2030), prin crearea unor condiţii de piaţă mai bune şi a unor regimuri de 

tarifare mai rezonabile. 

b) Adâncirea cooperării regionale în domeniul dezvoltării sectorului 

energiei. 

c) Reducerea pierderilor considerabile de energie pe partea de producere, 

în special, cele asociate cu gazele de flacără şi cu gazele evacuate în atmosferă. 

d) Luarea unor măsuri majore de eficienţă energetică, atât pe partea de 

furnizare, cât şi de consum. 

e) Promovarea preocupărilor potenţiale faţă de mediu şi minimizarea 

amprentei de carbon a noilor capacităţi. 

Investiţiile necesare, în miliarde dolari 2008, în sectorul energiei din 

ţările din Europa Centrală şi de Est, în perioada 2004-2030 [86] sunt apreciate la 

un total de 3.300, iar pe subsectoare: 1.500 – electricitate, 900 – petrol, 

500 – încălzire, 230 – gaze naturale, 15 – cărbune, 20 – rafinare. 

187


10 măsuri pentru crearea unui climat favorabil 

investiţiilor în sectorul energiei [1] 

1. Nu trebuie impus un regim de taxare punitiv sau retrograd. 

2. Trebuie introdus un cadru legal acceptabil. 

3. Trebuie susţinute reglementările administrate de o autoritate de 

reglementare independentă şi imparţială. 

4. Trebuie creat un mediu care facilitează accesul garantat 

nediscriminatoriu la pieţele energiei. 

5. Nu trebuie interferat cu funcţionarea pieţei. 

6. Nu trebuie să existe discriminări între investitori. 

7. Trebuie respectate standardele internaţionale acceptate. 

8. Trebuie respectate prevederile contractuale şi exclusă folosirea 

birocraţiei administrative pentru constrângerea activităţilor investitorilor. 

9. Trebuie prevenite abuzurile oricărui monopol. 

10. Trebuie asigurat că în sectorul energiei nu există corupţie. 

188


Pachetul legislativ energie – schimbări climatice 

Anexa nr. 7 

A.7.1. Obiectivele pachetului de măsuri legislative 

Pachetul legislativ energie – schimbări climatice, adoptat de Consiliul 

European la 6 aprilie 2009, conţine măsuri ferme de combatere a schimbărilor 

climatice şi de promovare a surselor de energie regenerabile (SRE) în vederea 

atingerii obiectivelor de mediu stabilite la nivel european, până în anul 2020, 

şi anume: reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră cu 20%, asigurarea 

consumului de energie în UE de 20% din surse regenerabile de energie. 

Consiliul European subliniază importanţa vitală a atingerii obiectivului 

strategic de limitare a creşterii temperaturii medii globale la cel mult 2°C peste 

nivelurile preindustriale. Acesta subliniază necesitatea unei acţiuni decisive şi 

imediate, pentru a aborda în mod eficient provocările ridicate de schimbările 

climatice. Va fi esenţial să se întreprindă acţiuni colective la nivel internaţional 

pentru a determina un răspuns real, eficient şi echitabil, la scara necesară pentru a 

face faţă provocărilor determinate de schimbările climatice. 

În acest context, acordul privind pachetul climă-energie reprezintă o 

contribuţie majoră la protejarea viitorului planetei, consolidând rolul de lider al 

europenilor în lupta împotriva schimbărilor climatice. Pachetul climă-energie al 

UE va contribui la eforturile UE de a asigura finanţare pentru acţiunile de atenuare 

şi de adaptare la schimbările climatice, în special prin piaţa carbonului în 

contextul unui acord internaţional mai larg. 

Consiliul European reaminteşte faptul că statele membre vor decide, în 

conformitate cu cerinţele constituţionale şi bugetare proprii, utilizarea veniturilor 

generate din licitarea certificatelor în cadrul sistemului UE de comercializare a 

certificatelor de emisii. Consiliul ia act de disponibilitatea statelor membre de a 

utiliza cel puţin jumătate din acest cuantum pentru acţiunile vizând reducerea 

emisiilor de gaze cu efect de seră, atenuarea şi adaptarea la schimbările climatice, 

pentru măsuri vizând evitarea despăduririlor, dezvoltarea energiei din surse 

regenerabile, a eficienţei energetice, precum şi a altor tehnologii care să contribuie 

la tranziţia la o economie sigură şi durabilă, cu emisii reduse de dioxid de carbon, 

inclusiv prin consolidarea capacităţii, prin transferuri de energie, prin cercetare şi 

dezvoltare. 

În contextul unui acord internaţional privind schimbările climatice, care se 

aşteaptă a fi încheiat la Conferinţa de la Copenhaga, din decembrie 2009, şi pentru 

cei care doresc acest lucru, o parte a acestui cuantum va fi folosită pentru a facilita 

189


şi a finanţa acţiuni de atenuare şi de adaptare la schimbările climatice în ţările în 

curs de dezvoltare care vor ratifica acest acord. 

• Obiectivele şi principiile politicii de mediu a UE. Conform articolului 

174 al Tratatului Comunităţii Europene, politica de mediu a Uniunii Europene 

urmăreşte: conservarea, protecţia şi îmbunătăţirea calității mediului; protecţia 

sănătăţii umane; utilizarea raţională a resurselor naturale; promovarea de măsuri la 

nivel internaţional în vederea rezolvării problemelor de mediu la nivel regional. 

Provocările la care Pachetul de măsuri al UE privind clima şi energia 

trebuie să răspundă sunt: schimbările climatice ar putea atinge niveluri 

alarmante în secolul nostru dacă nu se iau măsuri urgente şi ferme destinate să 

reducă emisiile de gaze cu efect de seră; UE are nevoie de surse mai sigure de 

aprovizionare cu energie, cu alte cuvinte trebuie să fie mai puţin dependentă de 

importurile de petrol şi gaze naturale. 

Răspunsul la aceste provocări este dat de obiectivele stabilite pentru anul 

2020: 

• reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră (GES) cu cel puţin 20% 

faţă de nivelurile din 1990 (30%, în cazul în care alte ţări dezvoltate se angajează 

să realizeze reduceri comparabile), proiecţia pentru anul 2050 fiind de reduceri a 

GES de 60-80%; 

• utilizarea, într-o mai mare măsură, a surselor regenerabile de energie 

(eoliană, solară, biomasă etc.), astfel încât acestea să reprezinte până la 20% din 

producţia totală de energie (faţă de 8,5%, în prezent); 

• reducerea consumului de energie cu 20% faţă de nivelurile estimate 

pentru anul 2020, prin îmbunătăţirea eficienţei energetice 

Măsurile pentru atingerea acestor obiective sunt prevăzute în Pachetul de 

măsuri al UE pentru climă şi energie aprobat în decembrie 2008, şi anume: 

• Pentru centralele electrice şi industriile mari consumatoare de energie 

se preconizează, până în anul 2020, o reducere cu 21% a emisiilor, faţă de nivelul 

înregistrat în 2005, prin acordarea unui număr mai mic de certificate de emisii în 

baza sistemului UE de comercializare a emisiilor – ETS (care acoperă aproximativ 

40% din totalul emisiilor UE). 

• În sectoarele care nu fac obiectul prevederilor ETS, respectiv non-ETS 

(precum, transporturile – cu excepţia aviaţiei, care va face parte din sistemul ETS 

începând din anul 2013, agricultura, gestionarea deşeurilor şi locuinţele), până în 

anul 2020, emisiile vor fi reduse cu 10%, faţă de nivelul înregistrat în 2005, prin 

aplicarea unor obiective naţionale obligatorii (reduceri mai mari în cazul ţărilor 

mai bogate şi creşteri limitate în cazul ţărilor mai sărace). 

190


• Până în 2020, sursele regenerabile de energie vor reprezenta 20% din 

producţia totală de energie a UE prin aplicarea unor obiective naţionale obligatorii 

(de la 10% pentru Malta, până la 49% pentru Suedia). În fiecare ţară, cel puţin 

10% din combustibilul utilizat în transporturi trebuie să provină din surse 

regenerabile de energie (biocombustibili, hidrogen, electricitate „verde” etc.). 

Biocombustibilii trebuie să respecte criteriile de durabilitate stabilite. 

• Promovarea utilizării în condiţii de siguranţă a tehnologiilor de captare 

şi stocare geologică a carbonului (CCS), care ar putea elimina o mare parte din 

emisiile de carbon generate de combustibilii fosili utilizaţi în industrie şi în 

producerea energiei. 

• Avantajele măsurilor preconizate sunt: o contribuţie majoră la 

combaterea schimbărilor climatice; un exemplu pentru statele care nu sunt 

membre UE, care ar putea conduce la încheierea unui nou acord global privind 

schimbările climatice; asigurarea aprovizionării cu energie; o reducere anuală cu 

50 de miliarde de euro a valorii importurilor de petrol şi gaze naturale, până în 

2020 (în prezent, Europa importă 54% din energia sa; la preţurile energiei din 

acest an, aceste importuri anuale sunt estimate la 350 miliarde euro sau 

aproximativ 700 euro/an pentru fiecare cetăţean al UE [17]); aproximativ 1 milion 

de locuri de muncă suplimentare (în prezent, sunt 300.000 locuri de muncă) în 

industria europeană, care exploatează sursele regenerabile de energie, până în 

2020; un avantaj competitiv datorită gradului ridicat de inovare din sectorul 

european al energiei; mai multe locuri de muncă în industriile din domeniul 

protecţiei mediului; o reducere a poluării atmosferice, avantaje considerabile 

pentru sănătate şi limitarea bugetului consacrat măsurilor de control. 

Conţinutul propunerilor legislative 

În urma negocierii din decembrie 2008 între statele membre şi Parlamentul 

European, Consiliul de Miniştri a adoptat textele legislative individuale la 

începutul anului 2009. Anterior votului parlamentului, membrii acestuia au ajuns 

la un acord informal cu preşedinţia franceză a Consiliului asupra următoarelor 

şase propuneri (conform Raport 2009 CERA/Cambridge Energy Research 

Associates): 

• Revizuirea EU ETS, care acoperă cea de-a treia fază (2013-2020) a 

schemei, având următoarele direcţii de acţiune: 

O singură ţintă acoperind întreaga Uniune Europeană. Reducerea 

cu 21% până în anul 2020 faţă de nivelul din anul 2005 înlocuieşte cele 27 ţinte 

naţionale din prezent, cu o reducere anuală de 1,74% începând cu anul 2013. 

Reducerea emisiilor în anul 2013 la nivelul Uniunii Europene este de 16% faţă de 

nivelul din anul 2005. Prin comparaţie, ţintele naţionale ale primei faze ETS 

191


(2005-2007) rezultau într-o limitare anuală a creşterii emisiilor la nivelul UE de 

6%, superior nivelului emisiilor din 2005, în timp ce în a doua fază (2008-2012), 

limitarea anuală a emisiilor este de 6%, inferior nivelului emisiilor în 2005. 

Un domeniu mai larg. Schema este extinsă la noi sectoare, incluzând 

sectorul petrochimiei, amoniacului şi aluminiului, ca şi la două gaze noi (oxizii 

azotului şi perfluorcarbonul), astfel încât vor fi acoperite 50% din toate emisiile 

din UE. Instalaţiilor mai mici, emiţând sub 10.000 tone CO 2 pe an, li se va 

permite să opteze pentru a ieşi din schema ETS, condiţionat de aplicarea unor 

măsuri alternative de reducere. Emisiile industriale de gaze cu efect de seră 

împiedicate să intre în atmosferă de tehnologia CCS vor fi creditate ca neemise 

sub schema EU ETS. 

Excluderea instalaţiilor mici. Compromisul permite instalaţiilor mici 

(sub 35 MW şi emisii raportate sub 25.000 tone CO 2 echivalent, în fiecare din cei 

trei ani anteriori intrării în vigoare a schemei ETS revizuite) să fie excluse din 

domeniul sistemului, condiţionat de luarea unor măsuri echivalente de reducere a 

emisiilor. 

Transport maritim şi aviaţie. Tratamentul sectorului aviaţie rămâne 

neschimbat; el va primi 85% din alocaţii gratuit, pe întreaga perioadă. Transportul 

maritim va fi inclus în tranzacţionarea emisiilor, dacă până în anul 2011 nu a fost 

aprobat niciun acord cu Organizaţia Maritimă Internaţională. 

Licitaţii. Acordul final a confirmat principiul licitării totale a 

certificatelor de emisii pentru sectorul energiei electrice începând cu anul 2013, 

dar introduce derogări pentru companiile aflate în state membre care fie nu sunt 

sau sunt slab interconectate la sistemul UCTE (maxim 400 MW), fie obţin peste 

30% din energie dintr-un singur combustibil fosil şi au un produs intern brut 

(PIB) care nu depăşeşte 50% din media UE. Acestor ţări li se va permite să 

introducă în licitaţie doar restul certificatelor în condiţiile unei alocări gratuite în 

proporţie de 70% până la zero în anul 2020. Celelalte sectoare ale industriei vor fi 

subiectul licitaţiei, de la 20% în 2013 la 70% în 2020 şi 100% în 2027, cele 

supuse riscului relocalizării bucurându-se însă de o alocare gratuită de 100%, în 

baza unei metodologii de benchmarking, care va fi subiectul unei permanente 

revizuiri. Comisia va determina sectoarele în cauză până la 31 decembrie 2009. 

Metoda de distribuire gratuită va fi dezvoltată până la 31 decembrie 2010 de o 

echipă de experţi din cadrul Comisiei (prin aşa-numita procedură de comitologie). 

Mecanismul de solidaritate. Statele membre ale căror venituri pe 

locuitor sunt încă semnificativ sub media Comunităţii şi ale căror economii se află 

într-un proces de apropiere de statele membre mai puternice vor obţine o cotă mai 

mare de certificate pentru a fi licitate (10% din cantitatea totală de certificate vor 

192


fi redistribuite la 19 state membre vechi sau noi şi 2% va fi redistribuit celor 9 noi 

state membre din est). 

Captarea şi stocarea carbonului. Compromisul acceptat introduce 

posibilitatea finanţării construcţiei centralelor demonstrative cu tehnologie CCS şi 

cu „tehnologii inovative de furnizare a energiei electrice bazat pe surse 

regenerabile” prin venitul din vânzarea a 300 milioane tone de credite ETS. 

Flexibilitate şi ţări terţe. Statele membre pot „deplasa” emisiile, adică 

pot cumpăra credite rezultate din proiecte în ţările din afara UE sub sistemul UN 

CDM (United Nations Clean Development Mechanism), ca o modalitate de a se 

conforma cu limitele proprii de emisii de gaze cu efect de seră. Compromisul 

acceptat constă în faptul că nu mai mult de 50% din reducerile din întreaga UE 

din anul 2008 până în anul 2020 pot conta pe astfel de credite. Pentru aceste 

credite vor fi introduse principii de aplicare, principii care trebuie să fie: „reale, 

verificabile, adiţionale şi generând permanente reduceri ale emisiilor.” 

Utilizarea venitului din licitaţii pentru adaptarea la schimbările 

climatice. Compromisul acceptat determină statele membre să utilizeze cel puţin 

50% din veniturile licităţiilor ETS în scopul diminuării şi adaptării în ţările în curs 

de dezvoltare la posibilele efecte, cum ar fi creşterea preţului la energia electrică. 

• Decizia de „împărţire a efortului” defineşte ţintele naţionale pentru 

statele membre în vederea reducerii emisiilor de gaze cu efect de seră din 

sectoarele neacoperite de ETS (sectoarele non-ETS), care reprezintă aproximativ 

60% din emisiile actuale europene. Utilizarea anuală a creditelor de „deplasare 

externă” (de exemplu, prin finanţarea reducerilor de emisii în ţările din afara UE) 

este limitată la 3% din emisiile de gaze cu efect de seră în fiecare stat membru în 

2005 (în completare la aceste 3%, anumite state membre cu ţinte stricte vor fi 

capabile să utilizeze credite suplimentare din proiectele în ţările cel mai puţin 

dezvoltate şi în statele în curs de dezvoltare din insulele mici până la 1% din 

emisiile proprii din anul 2005). 

În toată Uniunea Europeană, emisiile de gaze cu efect de seră (GES) din 

sectoarele relevante trebuie să scadă cu 10% din nivelul emisiilor în 2005, până în 

anul 2020, contribuind astfel la obiectivul UE de a reduce cu 20% emisiile de CO 2 

în întreaga economie. Statele membre ale UE s-au înţeles să împartă acest efort în 

concordanţă cu principiile de solidaritate şi participaţie, astfel încât fiecare stat are 

ţinte diferite. Statele UE cu un PIB pe cap de locuitor scăzut, dar cu perspective 

puternice de creştere economică pot creşte emisiile lor de carbon cu până la 20%, 

în timp ce statele cu venit ridicat pe cap de locuitor vor reduce emisiile de CO 2 cu 

până la 20%. 

193


Traiectoria naţională de emisii de carbon până în 2020 este obligatorie 

pentru fiecare stat membru şi se supune procedurilor UE de infringement. Dacă un 

stat depăşeşte obiectivul său anual, trebuie să ia măsuri de corecție. În plus, 

emisiile în exces vor fi înmulţite cu un factor de abatere de 1,08 şi vor fi reduse 

din alocaţiile de CO 2 din anul următor. 

Pentru a face reducerile de emisii mai puţin costisitoare, Consiliul a 

introdus mai multe mecanisme de flexibilitate, inclusiv posibilitatea de a 

tranzacţiona reducerile de emisii între statele membre şi cuantificarea excesului de 

reduceri de emisii în anii următori. Statele UE vor putea, de asemenea, să 

folosească un număr limitat de permise de carbon din ţările în curs de dezvoltare, 

prin aşa-numitul Clean Development Mechanism. Efectul combinat al 

mecanismului de flexibilitate va fi de a reduce costurile şi, în acelaşi timp, de a 

asigura că emisiile scad atât în UE, cât şi în afara UE. 

Decizia mai include prevederi pentru adaptarea acesteia la concluziile 

acordului internaţional pentru combaterea schimbărilor climatice, ce urmează a se 

încheia la sfârşitul anului 2009, la Copenhaga şi la posibilitatea extinderii cotei 

totale în UE la peste 20% energii regenerabile. 

Decizia va intra în vigoare după publicarea acesteia în Jurnalul Oficial al UE. 

• Directiva CCS stabileşte un cadru juridic la nivel european pentru CCS 

(captarea şi stocarea carbonului). Acesta defineşte condiţiile cadru pentru statele 

membre în vederea găsirii locaţiilor de depozitare geologică pe termen lung. De 

asemenea, stabileşte regulile ce guvernează administrarea locaţiilor de depozitare, 

închiderea acestora şi acţiunile post-închidere. Responsabilitatea pentru locaţia 

stocării revine autorităţii publice, când există suficiente dovezi că bioxidul de 

carbon este stocat complet şi permanent. Directiva nu conţine niciun standard de 

performanţă obligatoriu pentru emisii pentru o centrală nouă, dar stipulează o 

obligaţie ca noile centrale electrice mai mari de 300 MW să aibă rezolvată 

problema captării. În plus, revizuirea ETS prevede ca până la 300 milioane de 

certificate vor fi dedicate susţinerii construcţiei şi operării până la 12 proiecte 

comerciale demonstrative care au ca obiectiv captarea şi stocarea geologică a CO 2 

în condiţii sigure din punctul de vedere al mediului, ca şi a proiectelor 

demonstrative pentru tehnologii inovative în domeniul surselor regenerabile, pe 

teritoriul UE. 

Statele membre vor transpune directiva în legislaţia naţională în cel mult 

doi ani. 

• Directiva pentru surse regenerabile de energie stabileşte ţinte 

naţionale ce trebuie atinse de statele membre prin promovarea utilizării surselor 

194


regenerabile în sectoarele energie electrică, încălzire şi răcire şi transport. Noua 

directivă acordă statelor membre întreaga libertate în promovarea politicilor şi 

mecanismelor. Conformitatea se bazează pe planurile de acţiune naţionale privind 

sursele regenerabile de energie, pe care statele membre trebuie să le finalizeze până 

în iunie 2010, pentru a demonstra cum vor atinge ţintele naţionale. Noua legislaţie 

stabileşte criterii obligatorii pentru asigurarea că producerea de biocombustibili este 

durabilă din punctul de vedere al mediului. Ţinta de 10% pentru sectorul de transport 

este menţinută la acelaşi nivel pentru toate statele membre, pentru a asigura 

consistenţă în specificaţiile şi disponibilitatea de combustibil pentru transport. 

Acordul încorporează mecanismele de cooperare pentru a permite statelor 

membre să atingă împreună ţintele privind sursele regenerabile de energie. Noua 

directivă furnizează, de asemenea, un accent suplimentar privind prioritatea în 

accesarea reţelei pentru sursele regenerabile şi dispecerizarea prioritară, „în 

măsura în care operarea sigură a reţelei permite aceasta”. În cele din urmă, 

evaluarea de către Comisie, în 2014, a implementării directivei, nu va afecta ţinta 

de 20%, dar va servi la îmbunătăţirea, dacă este nevoie, a eficienţei mecanismelor 

de cooperare. 

Noua directivă stabileşte reguli în legătură cu transferul de date statistice 

între statele membre, proiecte comune în statele membre şi cu state terţe, garanţii 

de origine, proceduri administrative, informaţii şi instruire, accesul la reţeaua de 

electricitate pentru energia din surse regenerabile. 

În final, directiva stabileşte criterii de sustenabilitate pentru biocombustibili şi 

biolichizi cu scopul de a asigura că aceştia pot fi consideraţi surse regenerabile de 

energie, în sensul acestei directive, numai atunci când se garantează că întrunesc acele 

criterii care au legătură, între altele, cu biodiversitatea, protejarea speciilor şi 

ecosistemelor ameninţate, cu reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră. 

Statele membre trebuie să transpună această directivă în legislaţia 

naţională în cel mult 18 luni de la publicarea acesteia în Monitorul Oficial al UE. 

• Reglementarea privind emisiile de CO 2 ale vehiculelor de pasageri 

stabileşte standarde de performanţă pentru maşinile noi, care reprezintă 

aproximativ 12% din emisiile de CO 2 ale UE în anul 2007. Reglementarea 

stabileşte o ţintă medie de 120 grame de CO 2 pe kilometru pentru noile vehicule 

de pasageri până în 2012 şi de 95 grame de CO 2 pe km până în 2020, comparativ 

cu actualul nivel de 160 grame de CO 2 pe km. Fabricanţilor li se vor stabili ţinte 

intermediare şi vor plăti amenzi (aşa-numitele prime de emisii în exces), dacă 

emisiile medii de CO 2 vor depăşi ţintele. 

195


Noua reglementare impune aceste obiective ca fiind obligatorii pentru o 

gamă medie a oricărui producător auto în mai mulți paşi succesivi: în 2012, 65% 

din gama sa trebuie să atingă obiectivul, în 2013, 75%, iar în 2014, 80%. Începând 

din 2015, întreaga gamă de maşini noi trebuie să se conformeze cu noile 

reglementări de emisii de CO 2 . Consiliul a propus această succesiune de paşi 

pentru a respecta procesul de planificare industrială şi ciclurile de producţie a 

producătorilor auto şi pentru a da industriei de automobile timpul necesar de 

adaptare la noile cerinţe. Astfel, din 2012 până în 2018, se vor plăti 5 euro pe 

maşina nou înregistrată, pentru primul gram de CO 2 ce depăşeşte obiectivul. 

Pentru cel de-al doilea gram în exces se plătesc 15 euro şi 25 euro pentru al treilea 

gram în exces. Pentru emisii de CO 2 cu mai mult de 3 grame peste limita impusă 

se penalizează cu 95 euro pe maşina nou înregistrată. Din 2019 penalizarea va fi 

de 95 euro pe maşina nouă pentru fiecare gram peste limită. 

Producătorii pot îmbunătăţi emisiile gamei lor prin includerea ecoinovaţiilor, 

a noilor tehnologii care nu sunt luate în calcul în cadrul testului 

standard de emisii de CO 2 sau prin producerea maşinilor cu emisii ultrascăzute, 

care emit mai puţin de 50 grame CO 2 /km. 

Reglementarea va intra în vigoare după publicarea sa în Monitorul Oficial 

al UE şi va intra în efect fără măsurile de implementare, deşi ţintele de emisii vor 

intra în aplicare doar din 2012. 

• Directiva revizuită privind calitatea combustibilului stabileşte o ţintă 

de reducere cu 10% a emisiilor de gaze cu efect de seră produse într-un ciclu de 

viaţă în 2020. Această ţintă este defalcată într-o reducere obligatorie de 6% faţă de 

nivelul din 2010 pentru a fi atinsă la sfârşitul lui 2020, o reducere indicativă de 

2% de obţinut prin utilizarea vehiculelor electrice sau tehnologii, cum ar fi cea de 

captare şi stocare a carbonului în procesul de producţie şi încă o reducere 

indicativă de 2% de atins prin cumpărarea de credite în sistemul UN CDM 

(United Nations Clean Development Mechanism). 

Pentru a face posibile aceste reduceri de emisii de GES, petrolul poate 

avea un conţinut mai mare de biocombustibil. Începând cu anul 2011, petrolul 

conţine până la 10% etanol. Totuşi, pentru a preveni daune la maşinile mai vechi, 

combustibilul cu 5% etanol (E5) va fi în continuare disponibil până în 2013, cu 

posibilitatea ca statele membre să extindă această perioadă. 

Directiva stabileşte, de asemenea, criterii dure de sustenabilitate socială şi de 

mediu pentru biocombustibili, corespunzătoare cu cele din directiva pentru 

promovarea energiei din surse regenerabile. Directiva impune şi limite pe conţinutul 

de sulf şi aditivi metalici din combustibilul de motor. Pentru a minimiza emisiile de 

poluanţi volatili în aer, se prestabileşte şi presiunea vaporilor din combustibili. 

196


A7.2. Unele clarificări privind pachetul legislativ 

• A treia fază ETS. Compromisul final acceptat conţine un număr de 

amendamente la pachetul original. Cea mai semnificativă modificare se referă la 

alocarea gratuită a certificatelor ETS anumitor industrii cu risc de relocalizare, 

precum şi producătorilor de energie electrică din ţările Europei de Est dominate de 

cărbune (figura nr. A.7.1). Conform estimărilor CERA (Cambridge Energy 

Research Associates), alocările gratuite ar putea reprezenta până la 80% din total 

în anul 2013 (comparativ cu propunerea iniţială a Comisiei, reprezentând 

aproximativ 30% în ianuarie 2008) şi până la 30% din total în anul 2020 

(comparativ cu 15% în propunerea iniţială). 

Figura nr. A.7.1. Cota de producere de energie electrică pe cărbune în Europa 

Sursa: Cambridge Energy Research Associates. 

• Excepţii de la licitarea integrală în sectorul energiei electrice. În 

octombrie 2008 cele opt ţări din estul Europei au sugerat că statele membre mai 

bogate ar trebui să suporte mai mult din povara noilor ţinte şi că licitarea integrală 

a certificatelor ETS în faza a treia va creşte cu mult costul producerii energiei 

electrice în centralele pe cărbune. În particular, Polonia şi-a exprimat rezervele 

197


referitoare la impactul celei de a treia faze EU ETS asupra producţiei sale de 

energie electrică generată prin arderea cărbunelui. 

Compromisul final acceptat în decembrie 2008 a confirmat principiul 

licitării integrale a certificatelor de emisii pentru sectorul energiei electrice 

începând cu anul 2013, dar a introdus derogări pentru companiile din statele 

membre, care fie nu sunt sau sunt slab interconectate la sistemul UCTE (maxim 

400 MW), fie obţin peste 30% din energie dintr-un singur combustibil fosil şi au 

un produs intern brut (PIB) ce nu depăşeşte 50% din media UE (situaţie în care se 

află Polonia şi ţările din Balcani). Dacă aceste concesii erau necesare pentru a da 

ţărilor din estul Europei timp să realizeze deplasarea către tehnologii cu generare 

redusă de carbon, pentru guverne aceste concesii reduc numărul certificatelor ce 

se vor licita şi, în consecinţă, venitul acestor licitaţii (venit ce ar fi putut fi utilizat 

pentru stimularea investiţiilor în tehnologii cu emisie redusă de carbon sau pentru 

alte scopuri). 

• Riscul de relocalizare. Având în vedere că este încă neclar dacă alte 

ţări, care nu sunt membre UE, vor urma exemplul acesteia, reprezentanţii 

industriei europene energointensive au argumentat că o creştere a preţului energiei 

electrice, ca urmare a ţintelor 20/20/20, va afecta competitivitatea lor în raport cu 

competitorii din afara Uniunii. În decembrie 2008, acordul asupra reformei 

privind schema EU ETS a introdus excepţii de la licitarea integrală a certificatelor 

de emisii pentru industriile considerate a prezenta riscul de relocalizare (carbon 

leakage). Aceste sectoare vor fi determinate de Comisie până la sfârşitul anului 

2009, după examinarea măsurii în care o industrie poate transfera costurile directe 

ale certificatelor şi costurile indirecte datorate creşterii preţului energiei electrice, 

fără a avea pierderi semnificative ale cotei de piaţă comparativ cu instalaţiile mai 

puţin eficiente din afara Europei. 

198 

A.7.3. Legislaţia adoptată 

La 6 aprilie 2009 Comisia a prezentat Consiliului Cartea Albă – 

Adaptarea la schimbările climatice: către un cadru de acţiune la nivel 

european. Aceasta prezintă un cadru de acţiune pentru reducerea vulnerabilităţii 

UE faţă de impactul schimbărilor climatice şi care cuprinde următoarele acţiuni 

necesare: necesitatea ca toate ţările, în special cele mai vulnerabile, şi sectoarele 

să se adapteze la schimbările climatice inevitabile; necesitatea iniţierii unei faze 

pregătitoare până la sfârșitul lui 2012 pentru a pune bazele unei strategii UE de 

adaptare cuprinzătoare, care să fie implementată începând cu anul 2013; în 

decursul fazei pregătitoare, ar trebui elaborat un cadru UE pentru adaptare, axat pe 

îmbunătăţirea gestionării cunoştinţelor, a partajării datelor (prin intermediul unui


mecanism de schimb de informaţii) şi a integrării; în vederea avansării cadrului 

UE pentru adaptare şi a consolidării cooperării, ar trebui utilizată o combinaţie de 

instrumente de politică. În acest context, Comisia a propus constituirea un grup 

director privind impactul şi adaptarea; intensificarea cooperării internaţionale în 

ceea ce priveşte adaptarea. 

Parlamentul European şi Consiliul European au adoptat următoarele directive: 

• Directiva 2009/28/CE a Parlamentului European şi a Consiliului 

European din 23 aprilie 2009 privind promovarea utilizării energiei din surse 

regenerabile, amendând şi, în consecinţă, abrogând Directivele 2001/77/CE şi 

2003/30/CE [9]. Directiva stabileşte ţinte obligatorii juridic pentru fiecare stat 

membru, în vederea atingerii ţintei UE de 20% cotă de energie din surse 

regenerabile în 2020. Ea creează mecanisme de cooperare, astfel încât să se poată 

atinge ţintele într-o manieră eficientă din punctul de vedere al costului. Ea înlătură 

barierele administrative şi alte dificultăţi, confirmă ţinta de 10% pentru sursele 

regenerabile în transport şi, pentru rima oară în lume, stabileşte criterii de 

durabilitate privind biocombustibilii pentru a da asigurări că sunt susţinuţi doar 

biocombustibilii care nu au impact negativ asupra mediului. 


European din 23 aprilie 2009 amendând Directiva 2003/87/CE în vederea 

îmbunătăţirii şi extinderii schemei Comunităţii de tranzacţionare a 

certificatelor de emisii a gazelor cu efect de seră [10]. Relaţiile de model 

agreate se vor aplica din cea de a treia perioadă, adică ianuarie 2013. Deşi 

lucrările pregătitoare vor fi iniţiate imediat, regulile aplicabile nu se vor modifica 

până în ianuarie 2013 pentru a se asigura stabilitatea cadrului de reglementare. 

Schema EU ETS în cea de-a treia perioadă va fi mai eficientă, mai 

armonizată şi mai echitabilă. Eficienţa crescută este atinsă printr-o perioadă mai 

lungă de tranzacţionare (8 ani faţă de 5 ani), un plafon robust şi scăzând anual (21% 

reducere în 2020 faţă de anul 2005) şi o creştere substanţială a volumului licitat (de 

la mai puţin de 4% în faza 2, la mai mult decât jumătate în faza 3). În multe domenii 

a fost agreată o mai mare armonizare, inclusiv stabilirea plafonului (un plafon la 

nivelul UE, în locul plafoanelor naţionale în fazele 1 şi 2) şi reguli pentru alocarea 

tranzitorie gratuită. Echitatea sistemului a fost crescută substanţial prin trecerea la 

reguli de alocare gratuită pentru instalaţii industriale la nivelul UE şi prin 

introducerea mecanismelor de redistribuire, care îndreptăţesc statele membre să 

vândă mai multe certificate. 


European din 23 aprilie 2009 privind stocarea geologică a dioxidului de 

carbon de modificare a Directivei 85/337/CEE a Consiliului, precum şi a 

Directivelor 2000/60/CE, 2001/80/CE, 2004/35/CE, 2006/12/CE, 2008/1/CE 

199


şi a Regulamentului (CE) nr. 1013/2006 ale Parlamentului European şi ale 

Consiliului European [12]. Directiva instituie un cadru juridic pentru stocarea 

geologică sigură din punctul de vedere al mediului a dioxidului de carbon (CO 2 ), 

pentru a contribui la combaterea schimbărilor climatice. Scopul stocării sigure a 

CO 2 este reţinerea permanentă a acestuia, astfel încât să se prevină şi, atunci când 

acest lucru nu este posibil, să se elimine pe cât posibil efectele negative şi orice 

riscuri pentru mediu şi sănătatea umană. Stocarea geologică a CO 2 se realizează pe 

teritoriul statelor membre, în zonele economice exclusive şi pe platformele continentale 

ale acestora. Directiva prezintă selectarea siturilor de stocare, autorizaţiilor 

de exploatare şi de stocare, obligaţiile aferente operării, închiderii şi postînchiderii 

complexelor de stocare, măsuri care trebuie luate în cazul unor scurgeri de CO 2 sau 

al unor nereguli semnificative, accesul terţilor la reţeaua de transport şi la siturile de 

stocare, autorităţile competente responsabile pentru îndeplinirea sarcinilor definite 

de directivă, informarea publicului şi sancţiunile aplicabile. 

• Decizia nr. 406/2009/CE a Parlamentului European şi a Consiliului 

European din 23 aprilie 2009 privind efortul statelor membre de a reduce 

emisiile de gaze cu efect de seră, astfel încât să respecte angajamentele Comunităţii 

de reducere a emisiilor de gaze cu efect de seră până în 2020 [13]. 

Decizia stabileşte contribuţia minimă a statelor membre la respectarea angajamentului 

Comunităţii de reducere a emisiilor de gaze cu efect de seră în perioada 

2013-2020, în ceea ce priveşte emisiile de gaze cu efect de seră reglementate de 

decizie, precum şi normele privind realizarea acestor contribuţii şi evaluarea 

acestora. Decizia stabileşte, de asemenea, dispoziţii de evaluare şi implementare a 

unui angajament mai strict al Comunităţii de reducere a emisiilor cu peste 20%, care 

urmează să fie aplicat odată cu aprobarea, de către Comunitate, a unui acord 

internaţional privind schimbările climatice care să conducă la reduceri ale emisiilor 

peste nivelurile stabilite, aşa cum rezultă din angajamentul de reducere a emisiilor 

cu 30%, aprobat de Consiliul European din martie 2007. Fiecare stat membru îşi 

limitează, până în 2020, emisiile de gaze cu efect de seră, respectând cel puţin 

procentul stabilit pentru statul membru respectiv, în limitele a –20% şi +20%, în 

raport cu emisiile sale din anul 2005. Pentru România, limita prevăzută a emisiilor 

pentru anul 2020 este de +19%. Îmbunătăţirea eficienţei energetice reprezintă un 

element esenţial pentru îndeplinirea de statele membre a cerinţelor acestei decizii. 

În acest context, Comisia va trebui să monitorizeze îndeaproape progresele înregistrate 

în vederea realizării obiectivului de reducere a consumului de energie cu 20% 

până în 2020 şi să propună acţiuni suplimentare dacă progresele sunt insuficiente. 

Decizia prevede modul de utilizare a creditelor din activităţile de proiecte, 

raportarea, evaluarea progreselor, acţiunile corective şi ajustările aplicabile, precum şi 

procedurile legate de exploatarea şi schimbarea destinaţiei terenurilor. 

200


Rolul cercetării-dezvoltării în lume şi în România 

Anexa nr. 8 

Cercetarea forţă de progres economic. Începând cu anii ’90, procesul 

global de liberalizare a pieţei a produs un nivel de interconectare a economiei 

ţărilor lumii care nu a existat înainte, precum şi modificări structurale importante. 

În unele ţări dezvoltate, guvernele au început să privească ştiinţa şi tehnologia 

ca parte integrantă a creşterii şi dezvoltării economice, decizând să construiască 

economii bazate pe cunoaştere, în care cercetarea, utilizarea ei comercială şi 

activitatea intelectuală trebuie să joace împreună un rol în creştere. În acest 

context, a început un proces larg de dezvoltare sau remodelare a infrastructurilor 

de ştiinţă şi tehnologie, de stimulare a cercetării şi dezvoltării (CD) 

industriale, de perfecţionare a sistemelor de educaţie superioară şi de 

construcţie a unor capacităţi autohtone de CD. Pentru ţările dezvoltate sau 

ţările cu o dezvoltare accelerată, se consideră că ştiinţa şi tehnologia constituie un 

mijloc de creştere economică, iar un motor principal îl reprezintă atenţia deosebită 

care se acordă sistemelor de cercetare, dezvoltare, inovare (CDI) în aceste ţări în 

competiţia globală. 

În această competiţie globală, a schimbărilor privind ştiinţa şi tehnologia 

ca forţă de dezvoltare, Uniunea Europeană are avantajul iniţierii unor politici 

centrate pe inovaţie şi pe eliminarea barierelor pieţei interne şi migraţiei. 

Performanţa cercetării din UE este convingătoare şi marcată de susţinerea 

pronunţată a UE şi de colaborarea în interiorul UE. De asemenea, UE este 

concentrată pe menţinerea calităţii şi nivelului internaţional al universităţilor. 

Companiile multinaţionale care operează în acest mediu în schimbare 

caută acces către toate ţările, respectiv pieţele în dezvoltare, ale căror guverne 

oferă stimulente, cu avantaje reciproce. 

Un studiu comparativ al situaţiei cercetării în lume este efectuat în lucrarea 

Science and Engineering Indicators 2010, elaborată de National Science Board, 

SUA, Arlington 2010, [87]. Astfel, cheltuielile pentru CD pe plan global s-au 

dublat într-o perioadă de 11 ani (525 de miliarde de dolari în 1996, 1.100 miliarde 

de dolari în 2007), crescând mai repede decât produsul economic total global. Multe 

guverne, inclusiv UE au decis să rezerve pentru CD, ca ţintă, 3% din PIB. Trebuie 

reţinut că aceste cifre nu sunt sub controlul guvernelor, decizia aparţinând, în 

principal, industriei, respectiv sectorului privat (în SUA contribuţia industriei este 

de 67%, iar în UE în medie de 55%, cu diferenţe mari între statele membre). 

201


Strategia naţională de cercetare, dezvoltare, inovare (CDI), 2007- 

2013 [88], a fost aprobată de Guvernul României (HG nr. 217/2007) şi elaborată 

prin Ministerul Educaţiei şi Cercetării, Autoritatea Naţională pentru Cercetare 

Ştiinţifică, în anul 2006, în perspectiva aderării României la Uniunea Europeană. 

În concluzie, ştiinţa şi tehnologia nu mai reprezintă privilegiul ţărilor 

dezvoltate, ci acestea s-au diseminat în toată lumea. Guvernele multor ţări au 

dezvoltat în mod ferm multe aspecte ale ştiinţei şi tehnologiei în politicile lor 

de dezvoltare, în măsura în care au dorit să construiască economii bazate pe 

tehnologii performante şi cunoaştere, pentru a avea un avantaj în competiţia 

dintr-o lume globalizată. Aceste politici includ investiţii pe termen lung în 

educaţia superioară pentru a identifica şi forma talente umane, dezvoltarea 

infrastructurii, suport pentru cercetare şi dezvoltare, atragerea investiţiilor 

străine directe şi a firmelor multinaţionale avansate tehnologic şi, eventual, 

dezvoltarea capabilităţilor autohtone de tehnologii înalte. 

La data elaborării, strategia naţională de CDI a reflectat ambiţiile 

României în acest domeniu. Pentru perioada 2007-2013, România şi-a propus 

să atingă media europeană pentru indicatorii de bază ce descriu structura şi 

performanţa sistemului de cercetare, dezvoltare şi inovare, în scopul creării 

premiselor focalizării în viitor pe domenii de nişă, acolo unde România va avea 

masa critică şi performanţele unui lider. În acelaşi timp, strategia şi-a propus să 

susţină dezvoltarea socio-economică a României cu şansă reală de a crea o 

economie bazată pe cunoaştere, competitivă la nivel global. 

Strategia a apreciat că sistemul de CDI are oportunităţi reale pentru 

perioada 2007-2013, iar integrarea României în Uniunea Europeană va crea o 

presiune asupra orientării către inovare, creşterea economică prognozată putând 

susţine deplasarea interesului sectorului privat către acest domeniu. S-a 

considerat extrem de important angajamentul politic de 1% din PIB destinat 

cheltuielilor publice pentru CD, angajament important legat de răspunsul 

României la Strategia Lisabona. S-a considerat, de asemenea, că Fondurile 

Structurale destinate inovării şi dezvoltării resursei umane sunt complementare 

investiţiei publice în educaţia terţiară şi în CD şi, ca urmare, vor avea un rol 

important atât în dezvoltarea socio-economică a României, cât şi în diminuarea 

disparităţilor regionale. Strategia şi-a propus să contribuie esenţial la realizarea 

regiunilor cunoaşterii în România. 

Strategia consideră ca o componentă complementară esenţială sistemul de 

învăţământ, datorită contribuţiei acestuia la dezvoltarea interesului şi 

aptitudinilor de cercetare şi inovare ale tinerilor pe parcursul educaţional, prin 

202


educaţia în domeniul ştiinţei şi tehnologiei, prin formarea iniţială a cercetătorilor 

(cu accent pe numărul şi calitatea doctoranzilor), precum şi prin calitatea educaţiei 

terţiare. 

Pornind de la situaţia naţională şi contextul internaţional, conform 

strategiei, transformarea sistemului de CDI în acord cu viziunea pe termen lung 

presupune răspunsuri la provocări precum: dezvoltarea capitalului uman pentru a 

răspunde nevoii de competitivitate a activităţii CDI; creşterea atractivităţii carierei 

în cercetare pentru atragerea cercetătorilor performanţi în universităţi şi institute 

publice de cercetare, precum şi a celor mai talentaţi tineri absolvenţi în 

programele de doctorat; reducerea fragmentării prin stimularea cooperării într-un 

mediu puternic concurenţial; focalizarea investiţiei publice în cercetare; orientarea 

investiţiilor în CDI către rezultate aflate pe frontiera cunoaşterii şi rezolvarea unor 

probleme de interes naţional sau cu aplicaţii directe în practica socio-economică; 

dezvoltarea unei infrastructuri de CDI adecvate, simultan cu creşterea gradului de 

utilizare; îmbunătăţirea ratei de succes în proiecte internaţionale şi creşterea 

gradului de recuperare a contribuţiei la programele cadru de cercetare ale UE; 

dezvoltarea cooperării internaţionale. 

Ponderea cheltuielilor publice din PIB pentru cercetare-dezvoltare s-a 

dublat în intervalul 2005-2006, creşterea ulterioară având ca ţintă 1% în anul 

2010. Strategia naţională a apreciat contribuţia industriei private la 2% din PIB 

pentru cercetarea şi inovarea tehnologică. Nivelul general al activităţii de 

cercetare-dezvoltare din firmele private nu se cunoaşte cu precizie, mai ales din 

cauza unui sistem nestimulativ de înregistrate a cheltuielilor. Pe de altă parte, sunt 

exemple de mari companii care au deschis în România centre de cercetare, precum 

şi de servicii de înaltă tehnologie, premise importante pentru ceea ce şi-a propus 

strategia naţională. Însă, în planul interacţiunii cu mediul internaţional, decalajele 

tehnologice considerabile faţă de ţările dezvoltate stimulează importul de 

tehnologie în dauna inovării autohtone. Este, de asemenea, bine cunoscut riscul ca 

societăţile transnaţionale, care au achiziţionat sau dezvoltat unităţi de producţie în 

România, să relocalizeze activitatea de CDI. Costul mai redus al cercetării în 

România poate fi un avantaj pe termen scurt, dar creează un risc suplimentar legat 

de „exodul creierelor” în contextul globalizării. 

Situaţia cercetării în România comparativ cu alte ţări. Sistemul 

românesc de CDI a traversat o perioadă extrem de dificilă după 1989: 

subfinanţarea şi restructurarea întârziată nu au dat şansa de racordare la tendinţele 

mondiale din ştiinţă şi tehnologie decât în cazuri izolate, iar sectorul încă fragil al 

întreprinderilor din România nu a putut exercita o cerere reală pentru inovare. 

Practic izolat, sistemul de CDI s-a fragmentat, diferitele componente urmărind 

203


asigurarea supravieţuirii cu minimul de resurse existente, în principal prin 

finanţare publică, în cadrul unor subsisteme în bună măsură formale şi autarhice. 

Sub efectul subfinanţării cronice, numărul de cercetători a scăzut drastic 

în perioada 1990-2004, simultan cu creşterea mediei de vârstă. Atractivitatea 

redusă a carierei în cercetare a determinat pierderi calitative la nivelul resurselor 

umane şi a făcut extrem de dificilă atragerea tinerilor performanţi în cercetare. 

Mulţi cercetători performanţi au ales plecarea în străinătate. Nivelul scăzut al 

salariilor în CDI ar putea fi considerat ca determinant pentru atractivitatea scăzută, 

dar în realitate motivele sunt mai complexe, legate de reforma instituţională 

întârziată, calitatea scăzută a infrastructurii de cercetare-dezvoltare, lipsa unui 

sistem de evaluare care să stimuleze şi să recompenseze performanţa reală, 

respectiv excelenţa. Unul dintre cele mai puternice motive poate fi considerat 

lipsa clarităţii şi transparenţei privind promovarea în cariera profesională. 

Studiul [90] realizat de CEROPE ajunge la concluzia că, în România, în 

domeniul ştiinţelor inginereşti şi tehnologice, numărul de cercetători a scăzut în 

anul 2010 la 11.718, faţă de 13.040 în anul 2005. O explicaţie este că această 

reducere reflectă migraţia personalului tehnic de cercetare către alte ţări datorită 

subfinanţării şi reprezintă o sursă de îngrijorare pentru modul în care România 

poate transpune cercetarea inginerească în produse şi servicii cu succes comercial, 

respectiv arată compromiterea unui instrument de redresare economică a 

României în competiţia acerbă europeană şi mondială. 

Cu toate acestea, România dispune încă de resurse umane şi tradiţie în 

anumite domenii ale ştiinţei şi tehnologiei, iar strategia naţională ar fi trebuit să 

creeze premisele recunoaşterii şi să stimuleze dezvoltarea acestora. 

Nivelul finanţării a avut un impact nefavorabil şi asupra menţinerii şi 

dezvoltării infrastructurii de cercetare necesare pentru cercetări avansate, 

obţinerea de rezultate valoroase la nivel internaţional cât şi pentru rezolvarea unor 

probleme complexe, de interes economic şi social la nivel naţional. Impactul a 

fost unul negativ şi direct asupra colaborării internaţionale, participării în proiecte 

şi reţele de cercetare europene, determinând izolarea, desprinderea de marile 

obiective de cercetare europene şi limitarea accesului la produse şi tehnologii 

performante, necesare industriei şi serviciilor din România. Capacitatea 

managerială şi lipsa unor resurse minime instituţionale pentru susţinerea unor 

laboratoare de cercetare a determinat funcţionarea ineficientă chiar şi acolo unde a 

existat infrastructura performantă. Gradul de utilizare scăzut a fost determinat şi 

de capacitatea redusă de a oferi servicii de interes, mai ales agenţilor economici. 

Rezultatele modeste şi slaba colaborare internaţională sunt reflectate în 

numărul mic de articole în publicaţii ştiinţifice din fluxul principal de cunoaştere, 

204


numărul mic de citări ale rezultatelor ştiinţifice publicate de autori români, cât şi 

în lipsa de interes faţă de protejarea proprietăţii intelectuale. Numărul extrem de 

mic de cereri de brevete cu autori români, atât în ţară, dar mai ales în Europa, 

SUA şi Japonia confirmă această situaţie. 

Chiar dacă sistemul de CDI nu a reuşit până în prezent să genereze mari 

exemple de succes în transferul rezultatelor în practica socioeconomică, acesta a 

reuşit să menţină sau să dezvolte şi actori (printre care universităţi, institute, 

colective de cercetare) care au o certă vizibilitate internaţională şi pot fi sau chiar 

sunt deja poli de excelenţă. 

O excepţie notabilă de proiect de cercetare-dezvoltare o reprezintă 

construcţia celui mai mare laser din lume, ELI-NP (Extreme Light Infrastructure- 

Nuclear Physics), la Măgurele, în valoare de 389 de milioane de euro, din care 

20% construcţii aferente. Finanţarea proiectului este asigurată în proporție de 80% 

de Comisia Europeană prin Fondul de Dezvoltare Regională, iar Guvernul 

României urmează să acopere 20% din investiţie. Alegerea României pentru acest 

proiect este legată de expertiza deosebită existentă pe platforma de cercetare de la 

Măgurele, istoria prezentului Institut Naţional de Fizică şi Inginerie Nucleară 

„Horia Hulubei” începând cu anii ’50. La proiectul ELI-NP se lucrează din anul 

2007 și, după asigurarea surselor de finanţare, ar urma să fie finalizat în 2016. În 

februarie 2012, proiectul a fost declarat admisibil de Comisia Europeană. 

Proiectul ELI-NP, propus de Consiliul Investitorilor Străini, a atras peste 30 de 

companii interesate în utilizarea laserului. Principalele direcţii de folosire a 

acestuia sunt industria echipamentelor medicale, de software, fizică nucleară, 

electronică şi chimie, tehnologie informatică, industria de apărare, aerospaţială şi 

transporturi, managementul deşeurilor nucleare. Realizarea proiectului ELI-NP va 

duce la crearea unui centru de cercetare paneuropeană în România şi formarea 

unui colectiv de cercetători români şi străini cu mare expertiză. 

Finanţarea pe bază de proiecte, prin competiţie, începută în anul 1995 şi 

extinsă în anul 1998, a determinat în mod esenţial creşterea performanţei şi 

schimbarea mentalităţii privind accesul la resurse. Criteriile de evaluare au fost 

din ce în ce mai clar orientate către performanţa ştiinţifică demonstrată de 

cercetător (articole în fluxul principal de cunoaştere la nivel internaţional, lucrări 

ştiințifice citate, lucrări la conferinţe ştiinţifice de mare prestigiu profesional, 

brevete, participări în proiecte obţinute prin competiţie internaţională), cât şi spre 

noutatea şi credibilitatea temei de cercetare propuse, cu posibil impact asupra 

cunoaşterii. Criteriile sunt orientate şi spre capacitatea instituţională de a oferi 

mediul potrivit şi infrastructura necesare creării şi dezvoltării unor grupuri 

puternice de cercetare cu vizibilitate internaţională, care să ofere cadrul potrivit 

pregătirii tinerilor cercetători prin programe de doctorat şi postdoctorat. 

205


La cele de mai sus, trebuie menţionată dispariţia majorităţii fostelor 

institute de cercetare departamentale prin tranzacţii îndoielnice de preluare sau de 

vânzare subevaluate a clădirilor şi terenurilor aferente. 

Potrivit studiului menţionat [87], realizat în anul 2010 de National Science 

Board din SUA, România ocupă unul dintre ultimele locuri într-un clasament 

mondial privind cercetarea ştiinţifică. Situaţia cercetării ştiinţifice din România a 

fost analizată comparativ cu alte 44 de ţări, considerând doi indicatori: bugetul 

alocat de stat pentru cercetare şi numărul de articole ştiinţifice publicate la nivel 

internaţional. Cifrele utilizate pentru analiza comparativă corespund anului 2007 

şi arată următoarele: 

În anul 2007, guvernul a alocat pentru cercetare 0,53% din PIB. Doar trei 

state au avut atunci un buget mai mic decât ţara noastră, respectiv Argentina, 

Mexic şi Slovacia. Situaţia a fost şi mai dramatică în anul 2009, când cercetarea a 

beneficiat doar de 0,3% din PIB, pentru ca în anul 2010 valoarea să coboare sub 

0,2% din PIB. Pentru comparaţie, în anul 2007, alocările din PIB pentru cercetare 

au fost în Republica Cehă de 1,54%, Ungaria 0,97%, Coreea de Sud 3,47%, 

Suedia 3,60%. 

România nu are o poziţie mai bună nici la numărul de articole ştiinţifice 

publicate la nivel internaţional. Astfel, deşi în perioada 1996-2007, numărul 

publicaţiilor româneşti la nivel internaţional a crescut cu 5% pe an, ţara noastră nu 

a reuşit să se situeze mai sus de locul 43 (din 45), fiind întrecuţi de ţări precum 

Iran, Brazilia, Egipt sau Chile. 

Părerea unanimă a specialiştilor, cercetători români din ţară sau care 

lucrează la universităţi de prestigiu din lume, este aceea că finanţarea deficitară 

este cauza principală a rezultatelor modeste obţinute. Însă între finanţare şi 

rezultate mai sunt o serie de alte cauze intermediare, între care: scăderea 

atractivităţii pentru învăţământul din domeniul ştiinţific, scăderea atractivităţii 

pentru locuri de muncă în cercetare în rândul absolvenţilor, „fuga creierelor”, 

îmbătrânirea avansată în sistemul de cercetare. 

Rezultatele limitate nu pot fi justificate doar în termeni economici. O parte 

din vină aparţine factorilor centrali de decizie, conducătorilor instituţiilor de 

cercetare, precum şi personalului din sistemul de CDI. O opinie concisă susţine că 

situaţia cercetării româneşti s-ar putea explica pornind de la locul pe care îl ocupă 

România pe harta Europei, de la locul pe care îl ocupă ştiinţa în lista priorităţilor 

politice, de la locul pe care îl ocupă cunoaşterea în societate şi de la cine ocupă 

locurile importante din sistem. 

206


O altă problemă care trebuie soluţionată este numirea corectă a 

evaluatorilor din comisiile de atribuire a fondurilor pentru cercetare, evaluatori 

aleşi prin autopropunere. La alcătuirea comisiilor s-a ţinut prea puţin seama de 

domeniul de competenţe, iar recunoaşterea incompetenţei este o procedură 

necunoscută la noi. Punând oameni nepotriviţi, aceştia decid în necunoaştere de 

cauză sau chiar cu rea-voinţă, fără a se putea apela la recurs sau la sancţionarea 

incompetenţei sau relei-voinţe. 

Nici situaţia învăţământului superior din România nu este mai bună. 

Potrivit aceluiaşi studiu [87], elaborat de National Science Board din SUA, în anul 

2010, nicio universitate din România nu se afla în topul celor mai bune 500 de 

universităţi din lume; iar opinia Societăţii Academice Române (SAR) este aceea 

că nepotismul şi plagiatul sunt principalele puncte slabe ale universităţilor din 

România. O evaluare din acest an prezentată de enciclopedia Quacquarelli 

Symonds Limited [89], plasează Universitatea Bucureşti în primele 200 de 

institute de învăţământ superior din lume în două domenii: „Ştiințe sociale şi 

management – Studii de comunicare şi media” şi „Arte şi ştiințe umaniste – 

Limba şi literatura engleză”. 

În prezent, în România producţia ştiinţifică este împărţită între universităţi 

(55%), institute naţionale de cercetare-dezvoltare (20%) şi Academia Română 

(15%). Cele mai bine plasate sunt marile universităţi din Bucureşti, Cluj şi Iaşi. 

Participaţia sectorului academic la programele de cercetare, în anul 2007, a fost 

cea mai ridicată în Canada (36%) şi mult mai redusă în Federaţia Rusă (6%), SUA 

şi Japonia (13%), China (9%). 

O concluzie privind situaţia cercetării-dezvoltării este aceea că locul 

României în lume reflectă indiferenţa autorităţilor faţă de acest domeniu, 

dar şi lipsa de pregătire a personalului. 

Cercetarea-dezvoltarea în domeniul energiei în România nu poate fi 

disociată de situaţia cercetării în general, caracterizată prin scăderea dramatică a 

fondurilor de finanţare pentru proiecte în cadrul programelor naţionale, singurele 

care pot promova strategia de dezvoltare a domeniului pe baza rezultatelor de CDI 

autohtone [88]. 

Cum, în prezent, în România nu se regăseşte cercetarea de firmă în 

domeniul energiei, cercetarea tehnologică (ce stă la baza fundamentării soluţiilor 

tehnice adoptabile în cadrul documentaţiilor de proiectare) este slab reprezentată 

în finanţarea bugetară în cercetarea românească, în comparaţie cu cercetarea 

academică, universitară sau din institutele naţionale. Acest lucru se poate constata 

207


din analiza proiectelor promovate în cadrul programelor naţionale de CDI şi a 

programelor sectoriale. În consecinţă, în documentaţiile de proiectare elaborate 

pentru lucrări de investiţii, modernizare sau retehnologizare, sunt adoptate soluţii 

de tehnologii şi echipamente ale firmelor străine prezente sau care au intenţia de a 

pătrunde pe piaţa din România, cu atât mai mult cu cât caietele de sarcini pentru 

licitaţii de lucrări au stabilite condiţii care impun, de cele mai multe ori, 

demonstrarea unui număr de aplicaţii şi/sau referinţe de la beneficiarii acestora. 

Ca urmare, proiectanţii nu mai promovează soluţii tehnice româneşti, chiar dacă 

acestea sunt competitive, deoarece nu pot face dovada unor astfel de cerinţe. De 

aici şi concluzia privind selectarea, mai mult sau mai puţin obiectivă, a unor 

soluţii româneşti promovabile pe piaţa autohtonă. 

Un alt aspect al problematicii CDI în domeniul energiei îl constituie faptul 

că întreaga documentaţie de proiectare pentru obiectivele energetice realizate 

înainte de 1989 este arhivată într-un număr foarte mic de institute. Această 

documentaţie nu a fost atribuită unui institut de interes naţional, actualii posesori 

ai ei fiind firme private care deţin monopolul acesteia. Orice alte firme create 

după anul 1989, unele chiar de proiectanţi ai acestor institute, nu pot face dovada 

experienţei în domeniu decât prin personal şi prin deţinerea documentaţiei de bază 

pentru elaborarea de proiecte de modernizare, retehnologizare etc., cerinţe de 

eligibilitate în multe proceduri de achiziţie a unor astfel de lucrări. 

Firme private reclamă faptul că sectorul cercetării, coordonat de ANCS, a 

avut în fruntea sa, în ultimii zece ani de guvernare, personalităţi provenite din 

mediul universitar; acestea au avut o aplecare spre cercetarea universitară, în mod 

special, şi o mai puţină înţelegere asupra rezultatelor cercetării tehnologice, în 

felul acesta explicându-se şi programele şi atitudinea discriminatorie faţă de firme 

private de cercetare, programe în care aceste firme nu au fost eligibile. 

Schimbările succesive de statut juridic ale ICEMENERG (Institutul de 

Cercetări şi Modernizări Energetice), fostă unitate de referinţă înainte de 1989, în 

domeniul energetic, arată o involuţie a acesteia. Cu ocazia acestor schimbări s-a 

înstrăinat, în mod suspect, o parte importantă din patrimoniul institutului (clădiri 

şi terenuri). Prin HG nr. 925/2010, ICEMENERG a fost declarat Institut Naţional 

de Cercetare-Dezvoltare pentru Energie, dar până în prezent această hotărâre nu a 

fost pusă în aplicare. Involuţia acestui institut este, din păcate, elocventă pentru 

situaţia prezentă a cercetării-dezvoltării în sectorul energiei. Dacă în 1998, anul 

desfiinţării RENEL, din care ICEMENERG făcea parte, acesta avea circa 550 de 

salariaţi, în 2005 numărul lor s-a redus la 242, iar în mai 2012, la 118 persoane. 

Mărimea bugetului de cercetare al institutului este asemănătoare: 5,2 milioane de 

lei în 2000, circa 13 milioane de lei în 2004, circa 10 milioane în 2010. 

208


În ansamblu, sectorul cercetare-dezvoltare în România se găseşte într-o 

situaţie extrem de dificilă, reflectând lipsa de înţelegere a autorităţilor faţă de 

importanţa acestui sector, subfinanţarea lui cronică şi lipsa de pregătire a 

personalului. Studii autorizate plasează România pe unul dintre ultimele locuri 

într-un clasament mondial privind cercetarea ştiinţifică. 

Guvernul României a aprobat în anul 2006 Strategia naţională de 

cercetare, dezvoltare şi inovare, 2007-2013, conform căreia ţara noastră şi-a 

propus să atingă, în această perioadă, media europeană pentru indicatorii de 

bază care descriu structura şi performanţa sistemului de CDI. Angajamentul 

politic a fost ca în anul 2010, cheltuielile publice pentru CDI să reprezinte 1% 

din PIB. În anul 2007, pentru cercetare s-a alocat 0,53% din PIB, în 2009 

valoarea a fost 0,3% din PIB, iar în 2010 a coborât sub 0,2% din PIB. 

Specialiştii susţin necesitatea actualizării Strategiei naţionale de CDI şi 

încadrarea acesteia în realităţile economice şi de perspectiva evoluţiei 

României. Câteva măsuri sunt de importanţă vitală. În primul rând, trebuie 

recunoscut din punct de vedere politic rolul CDI în modernizarea României. În 

al doilea rând, este necesar un cadru legislativ adecvat, respectiv modalităţi 

clare şi corecte de ocupare a posturilor şi de promovare, modalităţi echitabile 

de plată a personalului, care să recunoască excelenţa, modalităţi adecvate de 

acordare a granturilor de cercetare, încurajarea tineretului merituos. În al treilea 

rând, de o importanţă cu totul deosebită este numirea unor persoane 

competente în posturile importante de decizie. 

Este, de asemenea, necesară elaborarea de strategii de cercetare 

sectoriale, între care energie şi mediu, care prin programe adecvate să 

promoveze proiecte de cercetare pe direcţii de interes bine definite, cu 

indicatori de evaluare a rezultatelor stabiliţi riguros şi care să ofere garanţia că 

la finalizarea unor astfel de proiecte vor rezulta soluţii tehnice şi tehnologice 

care să devină promovabile în instalaţii demonstrative sau industriale. 

Programele sectoriale de cercetare trebuie să reflecte interesul naţional, să fie 

deschise tuturor entităţilor de cercetare, iar stabilirea executanţilor lucrărilor să 

se facă prin criterii obiective. 

Cercetarea-dezvoltarea în sectorul energiei în România este reprezentată 

astăzi, la nivelul minim de existenţă, de câteva institute, între care ICEMENERG 

şi Institutul Naţional de Cercetări Avansate (ICPE), la care acţionar este statul. 

Rezultate cu totul diferite se înregistrează în sectorul privat de CDI, trebuind 

remarcat în mod deosebit ICPE ACTEL, dar şi OVM-ICCPET, ICPE (pentru 

energii regenerabile) şi, într-o oarecare măsură, ISPE. 

209


Anexa nr. 9 

Planul strategic de tehnologii energetice al Uniunii Europene 

Prin documentul Comisiei Europene COM (2007) 723 final, emis la 

Bruxelles, în 22 noiembrie 2007 cu titlul A European strategic energy technology 

plan (SET-Plan). Towards a low carbon future, s-a hotărât crearea Planului 

Uniunii Europene de tehnologii energetice strategice (SET-Plan), ca o necesitate 

de a acţiona, la nivelul UE, pentru realizarea unei politici energetice sustenabile, 

sigure şi competitive şi îndeplinirea ţintelor pentru anul 2020 şi a perspectivei 

anului 2050. În mod concret, SET-Plan reprezintă necesitatea unei politici 

dedicate accelerării dezvoltării şi diseminării tehnologiilor energetice cu carbon 

redus, eficiente sub raportul costurilor. 

La 28 februarie 2008, Consiliul UE a adoptat concluziile privind 

înfiinţarea SET-Plan propus de Comisia UE, stabilind principiile fundamentale ale 

Planului, identificând următoarele scopuri şi acţiuni: 

Promovarea cu prioritate a iniţiativelor industriale care s-au dovedit 

fezabile, bazate pe parteneriatul public-privat sau pe interesele comune 

ale unor state membre; 

Creşterea eforturilor de îmbunătăţire a eficienţei energetice, prin 

stimularea cercetării-dezvoltării-inovării şi diseminării (CDI-D) privind 

tehnologiile energetice finale; 

Înfiinţarea în vara anului 2008 a unui grup de reprezentanţi la nivel înalt 

din partea statelor membre, care să convină, să urmărească şi să pună în 

aplicare obiectivele SET-Plan, respectiv politicile, instrumentele şi 

mecanismele de coordonare la nivel naţional şi comunitar; 

Mobilizarea unei creşteri substanţiale a finanţării la nivel european şi 

naţional; 

Îmbunătăţirea şi amplificarea informaţiilor provenind de la cercetători şi 

institute de cercetare de profil (capacity building), reducerea barierelor, 

îmbunătăţirea educaţiei ştiinţifice; 

Dezvoltarea unor convenţii între guvern, industrie şi cercetători privind 

diferitele tipuri de tehnologii de producere şi consum al energiei, în 

susţinerea SET-Plan; 

Dezvoltarea unor politici şi măsuri, inclusiv programe comunitare în 

domeniile relevante (cercetare, ajutor de stat, agricultură, transport, 

achiziţii publice), care să susţină obiectivele de energie şi mediu ale UE; 

210


Promovarea, în continuare, a cooperării internaţionale în domeniul CDI 

privind tehnologiile curate, sustenabile şi eficiente. 

La 26 iunie 2008 a avut loc la sediul Comisiei UE întâlnirea inaugurală a 

Grupului Director pentru SET-Plan, la care au participat comisarii UE pentru 

energie şi cercetare. Mesajele lor au cuprins propuneri de măsuri şi recomandări: 

Grupul Director este structura necesară unei organizări speciale a acţiunilor 

SET-Plan; cercetarea performantă necesită educaţie şi cultură superioare; pentru 

finanţare sunt necesare fonduri deosebit de mari din partea statelor membre şi a 

industriei; globalizarea este un fenomen tot mai evident; fragilitatea mediului 

constituie un element major de îngrijorare; trebuie armonizată reducerea costurilor 

cu productivitatea, scop pentru care trebuie să devenim „o societate bazată pe 

cunoaştere” pentru a face faţă viitorului; trebuie coordonată cercetarea între 

diferitele state membre, astfel încât prin cooperare şi sinergie să se obţină mai mult; 

SET-Plan este o structură creată să ajute la promovarea tehnologiilor energetice cele 

mai performante pentru reducerea emisiilor de carbon; este necesară stabilirea unui 

anumit consens asupra tehnologiilor care trebuie promovate. 

Pe baza rezultatelor unui proces de consultare, Comisia Europeană a 

propus lansarea în cadrul SET-Plan a următoarelor şase iniţiative prioritare 

(Iniţiative Industriale Europene): 

Iniţiativa eoliană europeană, care urmăreşte validarea şi demonstrarea 

utilizării turbinelor eoliene mari şi a sistemelor eoliene mari (sisteme 

on-shore şi off-shore); 

Iniţiativa solară europeană, destinată validării instalaţiilor la scară 

mare cu energie fotovoltaică şi a sistemelor concentratoare de energie 

solară; 

Iniţiativa europeană de bioenergie¸ direcţionată pe „generaţia 

următoare” de biocombustibili, în contextul unei strategii generale 

privind utilizarea bioenergiei; 

Iniţiativa europeană de captură, transport şi stocare a CO 2 , axată pe 

cerinţele întregului sistem, inclusiv eficienţa, siguranţa şi acceptul 

public, pentru a proba viabilitatea la scară industrială a centralelor 

electrice cu combustibili fosili cu emisii zero; 

Iniţiativa reţelei electroenergetice europene, destinată dezvoltării unui 

sistem electric inteligent, inclusiv stocarea, şi creării unui Centru 

European pentru implementarea programului de cercetare privind o 

reţea de transmisie europeană; 

Iniţiativa energiei de fisiune sustenabile, care urmăreşte dezvoltarea 

tehnologiilor nucleare din generaţia IV. 

211


Aceste şase Iniţiative Industriale Europene urmează să fie implementate în 

diverse moduri, în funcţie de natura şi necesităţile sectorului şi tehnologiilor. 

Pentru tehnologiile cu o bază industrială suficientă în Europa, ele pot lua forma 

unor parteneriate public-privat, în timp ce pentru alte tehnologii care sunt 

prioritare pentru unele ţări, pot lua forma unor programe comune, reprezentând 

coaliţii ale acelor state membre interesate. 

Grupul Director al SET-Plan a fost alcătuit din câte doi reprezentanţi din 

partea fiecărui stat membru. România a nominalizat cei doi reprezentanţi, unul din 

partea Ministerului Economiei, Comerțului și Mediului de Afaceri (MECMA) şi 

altul din partea Autorităţii Naţionale pentru Cercetare Ştiinţifică (ANCS). 

Reprezentanţii României au informat instituţiile centrale (MECMA şi 

ANCS) asupra obligaţiilor care revin României în cadrul SET-Plan şi anume: 

trebuie stabilite responsabilităţile conjugate ale MECMA şi ANCS ca instituţii 

guvernamentale, în primul rând, în formarea unui colectiv mixt care să monitorizeze 

problematica avansată de SET-Plan; este necesară elaborarea unui program de 

acţiuni în regim de parteneriat public-privat, adecvat situaţiei economice a 

României, în care să se reflecte atât specificul naţional, cât şi recomandările 

Comisiei Europene; trebuie elaborat un grafic de acţiuni, cu formarea 

parteneriatelor cercetare publică-industrie, pentru care trebuie asigurate sursele de 

finanţare, atât publice, cât şi private din industrie. 

Trebuie menţionat că cele două instituţii guvernamentale (MECMA şi 

ANCS) nu au manifestat încă de la început un interes semnificativ faţă de prezenţa 

României în activităţile SET-Plan. Ca urmare, reprezentanţii României în Grupul 

Director au renunţat să mai participe la acţiunile acestuia, în continuare 

asigurându-se doar o prezenţă formală a ţării noastre. 

Recent a fost publicat un raport ştiinţific şi tehnic detaliat privind descrierea 

tehnologiilor în stadiu avansat sau în cercetare incipientă dezvoltate în cadrul 

inițiativelor prioritare ale SET-Plan [91]. Între altele, scopul acestui raport este acela 

de a furniza informaţii factorilor de decizie. Această responsabilitate revine unui 

sistem informatic, SETIS (the SET-Plan Information System), care susţine SET- 

Plan de la crearea sa şi care transmite informaţii şi analize calificate, oportune şi 

imparţiale privind situaţia tehnologiilor şi a pieţei, precum şi a impactului potenţial 

al utilizării tehnologiilor energetice cu carbon redus, asistând astfel factorii de 

decizie în identificarea cercetărilor şi dezvoltărilor viitoare şi stabilirea priorităţilor 

demonstrate, care ar putea deveni zone de focalizare ale SET-Plan în viitor. 

În această lucrare, România este menţionată cu două proiecte, şi anume: 

a) Proiectul demonstrativ de captură şi stocare a carbonului, GETICA CCS, 

pentru unitatea 6, de 330 MW, recent reabilitată, de la centrala termoelectrică 

212


Turceni [92]. Proiectul este un proiect guvernamental, coordonat de MECMA şi a 

fost susţinut de un grant de 2,55 de milioane de euro, oferit de Global CSS Institute 

din Australia pentru elaborarea studiului de fezabilitate, executat de Institutul de 

Studii şi Proiectări Energetice (ISPE) şi Institutul Naţional de Cercetare-Dezvoltare 

pentru Geologie şi Geoecologie Marină (GeoEcoMar). Costul total al proiectului 

este evaluat la un miliard de euro, jumătate din această valoare urmând a fi 

acoperită din fonduri împrumutate de la Banca Europeană de Investiţii (BEI). 

Datele principale prevăd captura a 20 de milioane de tone de CO 2 din gazele de 

ardere, pe parcursul a 15 ani (cel puţin 85% din dioxidul de carbon produs de grupul 

energetic respectiv), transportul prin conducte subterane sub presiune la circa 40-50 

de km şi stocarea în formaţiuni geologice de mare adâncime (cuprinse între 800 şi 

2.500 de metri, în zăcăminte epuizate de petrol şi de gaze naturale sau în acvifere 

saline adânci). Compania de proiect GETICA CCS este alcătuită din Complexul 

Energetic Turceni (operatorul instalaţiei de captare), Romgaz Mediaş (operatorul 

instalaţiei de stocare geologică) şi Transgaz (operatorul reţelei de transport). După 

2013 marii poluatori nu vor mai primi gratuit drepturile de emisii, ci vor fi obligați 

să le cumpere (fiecare tonă de CO 2 eliberată în atmosferă reprezintă un certificat de 

emisie de CO 2 ). Din 2013 preţurile vor putea depăşi 30 de euro, faţă de ordinul a 16 

euro, cât costă în prezent un certificat de emisie de CO 2 . Cele mai mari emisii de 

CO 2 sunt concentrate în zona Olteniei, respectiv circa 40% din tot ceea ce se emite 

la nivel naţional. 

b) Decizia Guvernului României, prin MECMA, de a găzdui proiectul 

ALFRED din generaţia a IV-a de reactoare nucleare, din gama de reactoare 

demonstrative avansate rapide răcite cu plumb, LEADER (Lead-cooled European 

Advanced Demonstration Reactor). Unitatea ştiinţifică românească angajată 

pentru proiectul ALFRED este Institutul de Cercetări Nucleare (ICN) Piteşti, 

având ca principali parteneri din Italia, Ansaldo Nucleare şi ENEA. 

Caracteristicile tehnice principale ale reactorului demonstrativ ALFRED sunt: 

puterea termică 300 MWt, puterea electrică 130 MWe, unitatea este racordată la 

sistemul electroenergetic naţional, combustibilul uraniu (MOX), agentul de răcire 

plumb pur. Avantajele acestui concept se referă la creşterea securităţii nucleare, 

reducerea volumului şi a radioactivităţii deşeurilor, creşterea semnificativă a 

utilizării combustibilului nuclear (96%), faţă de 1% la reactoarele de tip CANDU, 

complexitate redusă, mentenanţă îmbunătăţită. Valoarea estimată a investiţiei este 

de un miliard de euro, finanţare asigurată prin fondurile structurale europene de 

coeziune; contribuţia naţională este apreciată la 5-20% din valoarea proiectului, 

iar punerea în funcţiune în anul 2025. Proiectul ALFRED este considerat drept un 

concept inovativ, care contribuie la dezvoltarea durabilă a energeticii nucleare şi 

care ar permite o racordare mai bună a potenţialului de cercetare-dezvoltare din 

România la priorităţile de cercetare europene [93]. 

213


Clădirile şi consumul de energie 

Anexa nr. 10 

Clădirile reprezintă cel mai important consumator final de energie. 

Conform Eurostat (2008), structura consumului final de energie în Uniunea 

Europeană a fost pentru clădiri 37,3%, industrie 30,7%, transport 32,0%. Doi ani 

mai târziu, Directiva 2010/31/UE evaluează clădirile responsabile pentru 40% din 

totalul consumului de energie din Uniune. În lipsa unor evaluări, se apreciază că 

aceste valori sunt corecte şi pentru România. 

Fondul de locuinţe existent în România conform recensământului 

populaţiei şi locuinţelor din 2002 [79] este de 4.819.104 clădiri (8.071.912 

locuinţe), din care în mediul urban 23,4% (52,5% din locuinţe). Ponderea 

clădirilor de locuit cu o singură locuinţă (case de locuit unifamiliale) depăşeşte 

95% din totalul clădirilor de locuit. Clădirile de locuit multietajate (blocurile de 

apartamente) reprezintă 83.799 clădiri (circa 1,6% din totalul clădirilor), cu 

7.821.169 de locatari (36,8% din populaţia ţării). La acestea trebuie adăugat un 

număr semnificativ de clădiri publice (administrative, şcoli, spitale etc.) şi private 

(bănci, sedii de firme etc.). 

Raportat la blocurile de locuinţe, în mediul urban sunt 79.077 de blocuri 

(94,4%), cu 3.021.122 apartamente (97,4%), în proporţie de 97% proprietate 

privată şi având 7.606.123 locatari (97,2%). Pentru locuinţa medie de 37,5 m 2 , 

ocupată de 2,6 persoane, consumul mediu anual de energie termică pe familie este 

de 7-8 Gcal. După destinaţie, structura consumului de energie al unei locuinţe 

este: încălzire 57%, apă caldă de consum 25%, electricitate 11%, prepararea 

hranei 7%. În clădirile de locuit multietajate, consumul specific de energie termică 

este în medie de 250-300 kWh/(m 2 .an), iar pierderile de energie cuprinse între 

15% (cele mai eficiente construcţii) şi 40% (cele mai puţin eficiente) [83], pierderi 

plătite în final de consumatorii de energie. Cauzele principale ale pierderilor energetice 

(de două-trei ori mai mari decât cele din ţările dezvoltate ale UE) sunt reprezentate 

de calitatea scăzută a materialelor de construcţie şi a instalaţiilor interioare, 

de izolaţia termică şi iluminatul ineficient, de execuţia necorespunzătoare. 

Pentru majoritatea clădirilor construite înainte de 1989 se impune astfel, cu 

prioritate, modernizarea energetică a acestora şi, în primul rând, reabilitarea 

termică a anvelopelor, procedeu prin care, cu tehnologiile şi materialele 

performante disponibile astăzi, se poate obţine reducerea consumului de energie 

termică al clădirii cu 30-50%. Consecinţele benefice directe ale reabilitării termice 

a clădirilor sunt multiple, şi anume: a) reducerea semnificativă a consumului de 

214


energie, a intensităţii energetice primare şi a importurilor de resurse energetice și, 

ca atare, a dependenţei ţării de acestea. Măsurătorile şi calculele efectuate indică 

un potenţial de economisire a energiei pentru încălzirea blocurilor de locuit de circa 

600.000 tpe/an; b) reabilitarea energetică a clădirilor de locuit multietajate 

reprezintă principalul potenţial valorificabil de economie de energie, în vederea 

îndeplinirii obligaţiei României de a creşte eficienţa energetică prin reducerea 

consumului cu 20% până în 2020; c) reducerea emisiilor de CO 2 cu circa 

4,1 milioane tone/an, datorită energiei neproduse echivalentă reducerii pierderilor 

energetice; d) reducerea apreciabilă a facturilor locatarilor pentru energia termică, în 

același timp cu îmbunătăţirea condiţiilor de viaţă, sănătate şi confort şi micşorarea 

fenomenului de sărăcie şi de excluziune socială; e) crearea de noi locuri de muncă 

în activităţile de modernizare a clădirilor (de circa nouă ori mai multe locuri de 

muncă, în activităţi directe şi indirecte, decât în cazul în care acelaşi volum de 

investiţii s-ar realiza în creşterea capacităţilor de producere de energie termică); 

f) îmbunătăţirea aspectului estetic al clădirilor şi al localităţilor. 

Cu toate aceste avantaje energetice, economice, sociale şi de impact de 

mediu, în prezent sunt reabilitate termic numai 2-3% din blocurile de locuinţe, 

ritmul lucrărilor crescând, de regulă, în perioadele electorale. Deşi legislaţia 

actuală prevede o serie de facilităţi prealabile şi o contribuţie a locatarilor de 20% 

din costul lucrărilor, majoritatea lucrărilor de reabilitare executate s-a realizat prin 

acoperirea integrală a costurilor de autorităţile locale, motivul principal 

constituindu-l nivelul redus al veniturilor beneficiarilor. 

Costul specific al lucrărilor de reabilitare termică a blocurilor de locuinţe 

este reglementat de norma [8] şi este de 55 euro/m 2 , fără TVA. Conform [1], 

suprafaţa totală a celor 83.799 de blocuri a fost evaluată la circa 108 milioane m 2 . 

Dacă se consideră că aproximativ o treime din numărul total de blocuri nu se vor 

reabilita în următorii 20 de ani (clădiri degradate, clădiri cu vechime foarte mare, 

clădiri deja modernizate energetic), suprafaţa locuibilă a restului de două treimi de 

blocuri (circa 56.000 de clădiri, cu 2,1 milioane de apartamente) este de 72 

milioane m 2 , necesitând pentru reabilitare termică o valoare totală de 4,9 miliarde 

de euro. Se consideră justificată următoarea eşalonare numerică şi valorică a 

lucrărilor: 

- până în 2020, reabilitarea a 50% din clădiri (28.000 de blocuri, cu 1,05 

milioane de apartamente) cu un cost al lucrărilor de 2,45 miliarde de euro; 

consumul specific de energie 100-150 kWh/(m 2 .an); 

- până în 2025, reabilitarea a 25% din clădiri (14.000 de blocuri, cu 525 

mii de apartamente) cu un cost al lucrărilor de 1,225 miliarde de euro; consumul 

specific de energie 50-100 kWh/(m 2 .an); 

215


- până în 2030, reabilitarea a 25% din clădiri (14.000 de blocuri, cu 

525 mii de apartamente) cu un cost al lucrărilor de 1,225 miliarde de euro; 

consumul specific de energie 15-50 kWh/(m 2 .an). 

Trebuie menţionată, de asemenea, prevederea Directivei 2010/31/UE 

privind performanţa energetică a clădirilor, conform căreia statele membre trebuie 

să asigure reabilitarea termică a 3% pe an a clădirilor publice. 

Ca o constatare generală, în România, energetica oraşelor a fost 

desconsiderată şi, din nefericire, nu există o strategie naţională efectivă a 

alimentării cu energie termică a localităţilor. Sistemele de alimentare centralizată 

cu energie termică (SACET) au astăzi dificultăţi majore tehnice, economice, 

sociale şi de impact de mediu. SACET reprezintă un sector necoordonat, cu 

responsabilităţi împărţite între patru ministere (Ministerul Administraţiei şi 

Internelor, Ministerul Economiei, Ministerul Muncii şi Protecţiei Sociale, 

Ministerul Mediului) şi două autorităţi de reglementare (ANRE, ANRSC) [76]. 

După 1989, acest sector a fost tratat în mod simplist. O decizie care s-a dovedit 

greşită pe termen lung a fost aceea de a se face protecţie socială prin reducerea 

preţului energiei şi combustibilului, ceea ce a produs acumularea unor datorii mari 

la nivelul furnizorilor de energie prin neacoperirea costurilor. În continuare, 

sistemul s-a bazat pe subvenţii de la bugetul central de până la 45% pentru 

combustibilul de încălzire (Legea nr. 483/2006) şi pe măsuri de protecţie socială. 

În fine, se consideră că nediferenţierea preţului gazelor naturale la SACET şi la 

consumatorii individuali a produs, şi cu încurajare oficială, debranşarea a circa 

50% din consumatori de la încălzirea centralizată în favoarea încălzirii individuale 

cu centrale termice de apartament. În aceste condiţii, total opuse politicii Uniunii 

Europene, SACET în România este astăzi un sistem falimentar în majoritatea 

localităţilor (dacă erau 251 de operatori în 1990, în prezent mai există circa 80 de 

operatori, majoritatea în insolvenţă/faliment). 

Un aspect esențial îl reprezintă capacitatea de plată a facturilor de energie 

termică de locatari. Dacă în Uniunea Europeană „sărăcia energetică” (respectiv 

procentul din venitul unei familii pentru asigurarea unor condiţii de confort decent 

energetic) este de 18-20% [4], în România, valoarea este de 50% (veniturile 

lunare sunt de peste 2.000 de lei pentru 16% din populaţie, între 1.000 şi 2.000 de 

lei pentru 34% şi sub 1.000 de lei pentru 50%). Recenta anulare a subvenţiilor 

pentru combustibilul pentru încălzire a mărit cu 30-50% preţul şi factura de 

încălzire la valori foarte greu de suportat. 

Energetica clădirilor este reconsiderată fundamental în contextul evoluţiei 

problemelor de mediu din ultimii 30-35 de ani [94]. Acestea s-au schimbat 

succesiv, de la poluare ambientală la influenţa gazelor cu efect de seră (GES), 

216


apoi la încălzire globală și, în continuare, schimbări climatice, pentru ca în ultimul 

timp să vorbim despre catastrofe ecologice. Ca urmare, abordarea generală şi 

reglementările s-au schimbat în mod decisiv, mai ales după 1985; dacă la început 

preocupările erau exclusiv pentru problemele legate de energie, a apărut 

dihotomia energie-mediu, care în zilele noastre s-a transformat în mediu-energie, 

dar deja se conturează pentru deceniile următoare mediul ca singur element de 

control al dezvoltării societății. S-a ajuns la concluzia că temperatura Pământului 

nu trebuie să se ridice cu mai mult de 2 o C faţă de anii 1900, când temperatura 

medie a Pământului era de 14 o C. Astăzi, aceasta valoare este de 15 o C şi este deja 

o preocupare generală pentru a limita această creştere. Cauza principală a 

încălzirii globale o constituie emisiile de GES, în special CO 2 , provenite din 

activităţile energetice şi industriale. Costurile economice ale schimbărilor 

climatice au fost evaluate de Raportul Stern [84] la pagube de 5-20% pe an din 

PIB-ul global, dacă nu se iau măsuri de limitare a emisiilor de GES şi la costuri de 

1% din PIB pe an, dacă se iau măsuri de stabilizare a emisiilor. 

Uniunea Europeană s-a angajat ferm ca lider global în această acţiune, 

elaborând în ultimii şase ani un număr de documente definitorii de politică în 

domeniul energiei şi mediului: „O strategie integrată pentru energie şi schimbări 

climatice” (2007), Pachetul de directive (2009) cu obiectivele 20-20-20 pentru 

orizontul 2020 (limitarea încălzirii globale la maximum 2 o C faţă de anii 1900, 

reducerea emisiilor de GES cu 20%, creşterea eficienţei energetice cu 20%, 

creșterea utilizării surselor regenerabile de energie-SRE, cu 20%), Strategia 

„Europa 2020”, directiva pentru eficientizarea energetică a clădirilor (2010), o 

nouă directivă pentru eficienţa energetică (ce promovează cogenerarea eficientă şi 

o noua generaţie de servicii energetice), Pachetul 3-Energie, Roadmap 2050 

(reducerea emisiilor de CO 2 cu 85-90%). Toate aceste reglementări sunt 

obligatorii pentru toate statele membre, fiind emisă legislaţia naţională de 

conformare. 

În acest context, consumul de energie al clădirilor existente şi al celor noi 

trebuie redus continuu prin măsuri ferme. Ca exemplu, articolul 6 din Directiva 

2010/31/UE recomandă, în ordine, următoarele soluţii de alimentare cu energie a 

clădirilor noi: a) sisteme descentralizate bazate pe SRE; b) cogenerare; c) sisteme 

centralizate/de bloc bazate integral sau parţial pe SRE; d) pompe de căldură. 

Energetica clădirilor va trebui abordată în mod obligatoriu în perspectiva 

evoluţiei mărimii şi suportabilităţii facturilor de energie, ţinând seama de: 

creşterea preţului combustibililor şi energiei, reducerea subvenţiilor locale pentru 

energie, reducerea gradată a preţurilor reglementate, preţ diferenţiat al gazelor 

naturale pentru diverşi utilizatori. 

217


Ca direcţii de dezvoltare şi investiţii în domeniul energeticii clădirilor 

urbane se consideră prioritare: folosirea tehnologiilor de utilizare a SRE (solar, 

geotermal, biomasă), izolare termică de calitate şi instalaţii interioare performante, 

racordarea clădirilor la reţelele de încălzire centralizată cu cogenerare de înaltă 

eficienţă etc. 

În ceea ce priveşte energetica rurală, aceasta este practic neabordată în 

documentele oficiale; conform datelor INS, în 2010, 44,9% (9,6 milioane de 

persoane) din populaţia României trăiește în zonele rurale şi are ca ocupaţie de 

bază agricultura sau alte activităţi rurale. Deşi 98% din cele 3,84 de milioane de 

gospodării beneficiază de electricitate, numai 7% din acestea sunt conectate la 

reţelele de distribuţie a gazelor naturale. Principalul combustibil pentru încălzire 

şi pregătirea hranei este biomasa (lemne, deşeuri lemnoase sau din agricultură), iar 

98% din gospodării folosesc sobele pentru încălzire, cu randamente scăzute de 

20-35%. Numai 2% dintre gospodării sunt dotate cu sisteme de încălzire 

centralizată. Chiar şi acestea din urmă folosesc la gătit, în mare măsură, sobele cu 

combustibilul solid (biomasă) [79]. 

Pentru perspectivă, într-o încercare de actualizare a HG nr. 1069/2007 

[58], se fac o serie de recomandări declarative ca soluţii paleative de economisire 

a energiei în zonele rurale [95], între care: uscarea biomasei înainte de utilizare, 

îmbunătăţiri ale exteriorului clădirilor, sobe cu randamente mai ridicate, dar 

scumpe, lămpi de iluminat eficiente, analiza şi studii privind folosirea energiei în 

locuinţe, distribuirea de pliante informative, utilizarea surselor regenerabile de 

energie, accesul la unele surse de finanţare de tip grant etc. 

Se consideră că acest domeniu extrem de important şi cu multe efecte, mai 

ales de ordin social, al energeticii urbane şi rurale, trebuie reconsiderat din punct 

de vedere instituţional şi legislativ şi tratat, în mod prioritar, cu tot discernământul 

şi responsabilitatea factorilor politici şi administrativi de decizie, având în vedere 

că el afectează în mod direct viaţa cetăţenilor României. Problema de bază o 

reprezintă asigurarea surselor de finanţare a lucrărilor, precum şi un sistem de 

facilităţi financiare şi fiscale. 

218


Eficienţa tehnică şi economică a diferitelor tehnologii 

de producere a energiei electrice 

Anexa nr. 11 

Eficienţa economică relativă a utilizării diferitelor tehnologii şi surse de 

energie pentru producerea energiei electrice 

Ca urmare a creşterii în timp a consumului de energie şi putere electrică şi 

a opririi unor grupuri existente la îndeplinirea duratei normate de viaţă, în 

balanţele de putere pentru Sistemul Electroenergetic Naţional (SEN) apare un 

deficit de putere cu valori din ce în ce mai mari în timp şi cu valori diferite pentru 

fiecare scenariu de dezvoltare. 

Pentru acoperirea deficitului de putere este necesar să se instaleze grupuri 

noi performante, cu specific de bază sau de vârf în funcţie de necesităţile curbei de 

sarcină şi cu tehnologii bazate pe tipurile de resurse de energie disponibile din ţară 

şi pe cele care pot fi importate. 

De asemenea, pentru acoperirea deficitului de putere se poate avea în vedere 

şi reabilitarea unor grupuri mari pe lignit în competiţie cu instalarea de grupuri noi. 

Pentru diferitele tipuri de grupuri şi tehnologii noi posibil de instalat în 

SEN în perioadele 2011-2020 şi 2021-2035 s-a realizat de Institutul de Studii şi 

Proiectări Energetice – ISPE o analiză pentru determinarea costului unitar actualizat 

al energiei electrice pe durata de viaţă. Această analiză este prezentată în 

lucrările [72], respectiv [3], de unde este preluat conţinutul acestei anexe. 

Ipotezele care au stat la baza determinării economicităţii relative a 

grupurilor au fost următoarele: 

rata de actualizare: 8%; 

evoluţia prețului combustibililor (subcapitolul 10.1): 

- scenariul minim pentru toţi combustibili; 

- scenariul maxim pentru lignit şi scenariul minim pentru ceilalţi 

combustibili; 

gazele naturale la preţul de pe piaţa externă; 

preţul de tranzacţionare al CO 2 : 

- la nivelul anului 2020: 20 euro/tCO 2 şi 40 euro/tCO 2 ; 

- la nivelul anului 2030: 40 euro/tCO 2 şi 60 euro/tCO 2 ; 

introducerea tehnologiei de captare şi stocare a carbonului (Carbon 

Capture and Storage – CCS): 

- până în anul 2020 se consideră că această tehnologie nu este suficient de 

matură pentru a deveni comercială; 

219


- după anul 2020 se admite că se finalizează etapa demonstrativă şi 

tehnologia cu CCS devine matură şi comercială. 

S-au analizat următoarele tehnologii şi grupuri posibil de instalat în SEN 

în etapele următoare de dezvoltare: 

Perioada până în anul 2020 

- grupuri cu specific de bază: 

- reabilitarea unui grup existent de 330 MW pe lignit: 

- grup reabilitat fără CCS; 

- grupuri nucleare: 

- grupurile nr. 3 şi 4 de 700 MW la Cernavodă; 

- grup nou de 500 MW, pe lignit din ţară, cu parametrii supracritici, fără 

CCS; 

- grup nou de 800 MW, pe huilă din import, cu parametrii supracritici, 

fără CCS; 

- grup nou de 800 MW, pe gaze naturale, cu ciclu combinat, fără CCS; 

- grup de 30 MW, pe biomasă. 

- grupuri/centrale cu specific de vârf: 

- grup de 1,5 MW, eolian; 

- centrală hidroelectrică de 100 MW, cu caracter de vârf şi semivârf; 

- grup de 100-200 MW, turbină cu gaze cu circuit deschis, pe gaze naturale; 

- centrală solară fotovoltaică de 1 MW. 

Perioada 2021-2030 

grupuri cu specific de bază: 

- grup nuclear de 1.100 MW într-o centrală nouă; 

- grup nou de 500 MW, pe lignit din ţară, cu parametrii supracritici, cu 

CCS; 

- grup nou de 800 MW, pe huilă din import, cu parametrii supracritici, cu 

CCS; 

220 

- grup nou de 800 MW, pe gaze naturale, cu ciclu combinat, cu CCS; 

- grup de 30 MW, pe biomasă; 

grupuri/centrale cu specific de vârf: 

- grup de 1,5 MW, eolian; 

- centrală hidroelectrică de 100 MW, cu caracter de vârf şi semivârf; 

- grup de 100-200 MW, turbină cu gaze cu circuit deschis, pe gaze naturale; 

- centrală solară fotovoltaică de 1 MW. 

În tabelele nr. A.11.1 şi nr. A.11.2 şi în figurile nr. A.11.1 şi nr. A.11.2 se 

prezintă sintetic ordonarea economicităţii acestor grupuri după costul unitar actualizat


pe durata de viaţă (CUA), în funcţie de orizontul de analiză (2020 sau 2030), de 

scenariile privind evoluţia preţului combustibililor şi de costul de tranzacţionare a 

tonei de CO 2 . 

Tabelul nr. A.11.1. Ordonarea după costul unitar actualizat al energiei electrice produse în diferite 

tipuri de tehnologii funcţionând în bază 

Factor de încărcare 80-90% 

(euro/MWh net) 

Tipul grupului 

grupuri pe combustibili fosili fara CCS grupuri pe combustibili fosili cu CCS 

Cost unitar al tonei de CO2 20 Euro/tCO2 40 Euro/tCO2 40 Euro/tCO2 60 Euro/tCO2 

Pretul lignitului minim maxim minim minim maxim minim 

1. 

Grupuri existente de 330 MW, pe lignit, 

reabilitate 

54,21 65,38 73,74 - - - 

2. Grupuri nucleare: 

- gr.3, 4 de 720 MW Cernavoda 66,30 66,30 66,30 - - - 

- grup de 1100 MW intr-o centrala noua - - - 60,84 60,84 60,84 

3. 

ANUL 2020 2030 

Grup nou de 500 MW cu parametrii 

supracritici pe lignit din tara 

71,88 81,32 90,02 91,4 102,99 93,65 

4. 

Grup nou de 800 MW pe gaze naturale, 

ciclu combinat cu turbina cu gaze 

84,40 84,40 91,01 91,55 91,55 92,21 

5. 

Grup nou de 800 MW cu parametrii 

supracritici pe huila din import 

91,95 91,95 104,95 118,74 118,74 120,24 

6. Grup de 30 MW, ciclu cu abur, pe biomasa 183,06 183,06 183,16 147,56 147,56 147,75 

Grup de 330 MW, reabilitat cu CCS - 

proiect demonstrativ *) 

84,62 96 86,72 ‐ ‐ ‐ 

*) 50% din investitia in CCS nu este luata in considerare in calcul fiind 

asigurata din fonduri UE nerambursabile 

Tabelul nr. A.11.2. Ordonarea după costul unitar actualizat al energiei electrice produse de diferite 

tipuri de tehnologii cu durata de utilizare redusă sau cu funcţionare la vârf 

Factor de încărcare 15-24% 

(euro/ MWh net) 

ANUL 2020 2030 

Cost unitar al tonei de CO 2 20 euro/tCO 2 40 euro/tCO 2 

1. Grup de 1,5 MW eolian 112,8 102,1 

Centrală hidro, vârf şi semivârf *) 100,7 100,7 

Grup 200 MW turbină cu gaze cu circuit deschis *) 139,9 145,20 

Centrală solară fotovoltaică 335,5 210,6 

*) Centrale cu funcţionare în zona de vârf şi semivârf a curbei de sarcină electrice. 

Nota: 1. În conformitate cu Legea nr. 220/2010 de promovare a surselor regenerabile de energie (SRE), 

pentru producerea de energie electrică în grupuri/centrale electrice noi, cu punere în funcţiune până la 

sfârşitul anului 2016, pentru următorii 15 ani de funcţionare se va acorda un anumit număr de certificate 

verzi (CV) în funcţie de tipul SRE utilizat, astfel: 

- centrale hidro cu puteri ≤ 10 MW: 3CV/MWh; 

- energia eoliană: 2 CV/MWh până în 2017 şi 1 CV/MWh din 2018; 

- biomasă: 3 CV/MWh; 

- energia solară: 6 CV/MWh. 

2. Pentru perioada 2008-2025 valoarea de tranzacţionare a certificatelor verzi se încadrează între 27-55 

euro/certificat. 

221



de durata de funcţionare a grupului în anul 2020 

Gr. 330 MW, gr. 6 Rovinari, reabilitat 

Gr. 500 MW, lignit pulverizat, fara CCS 

Gr. 3,4, 700 MW CNE Cernavoda 

Gr. 800 MW, gaze naturale, ciclu combinat, fara CCS 

Costul unitar actualizat 

Euro / MWh net 

700 

Gr. 330 MW, gr. 6 Turceni, reabilitat cu CCS 

Gr.de 30 MW, ciclu cu abur, pe biomasa 

Centrala hidro, virf si semivirf 

Centrala solara fotovoltaica 

Gr. 800 MW, huila import, fara CCS 

Gr. de 1,5 MW eolian 

Grup 200 MW TG circuit deschis 

600 

500 

400 

300 

200 

100 

0 

10 17,1 20 20,5 22,8 23,4 30 40 50 60 70 80 90 

Factorul de incarcare - % - 

222


Figura nr. A.11.2. Variaţia costului unitar actualizat al energiei electrice în funcţie de durata 

de funcţionare a grupului în anul 2030 

400 

Co stu l un itar 

actualizat 

Euro / MWh net 

Gr.1100 MW nucle a r 

Gr. 500 MW, lig nit pulverizat, cu CCS 

Gr. 800 MW, hui la im port, cu CCS 

Gr. 800 MW, ga z. nat., ciclu combinat, cu CCS 

Gr.de 30 MW, ciclu cu abur, pe biomasa 

Gr. de 1,5 MW eolian 

Centrala hidro, virf si semivirf 

Grup 200 MW TG circuit deschis 

350 

300 

250 

200 

150 

100 

50 

0 

10 17,1 20 20,5 22,8 23,4 30 40 50 60 70 80 90 

Factorul de incarcare - % - 

223


Ipoteze: rata de actualizare 8%; costul CO 2 de 40 euro/t inclus; 

preţul minim pentru combustibili 

În cadrul ipotezelor adoptate, rezultatele obţinute pun în evidenţă 

următoarele concluzii: 

Perioada până în anul 2020 

reabilitarea unor grupuri existente de 330 MW pe lignit (fără CCS) este 

cea mai eficientă soluţie; 

instalarea grupului 3 sau 4 în centrala nucleară de la Cernavodă 

conduce la o valoare a costului unitar actualizat mai mică decât pentru instalarea 

de grupuri noi pe combustibili fosili; 

dintre grupurile pe combustibili fosili, grupul nou pe lignit cu 

parametrii supracritici (fără CCS) este cel mai eficient în ambele scenarii de 

evoluţie a preţului lignitului şi pentru cele două valori considerate pentru 

tranzacţionarea tonei de CO 2 (20 şi 40 euro/tonă); 

grupul cu abur pe biomasă este cea mai dezavantajoasă soluţie din 

punctul de vedere al costului unitar actualizat faţă de toate celelalte opţiuni 

analizate, pentru costurile de realizare evaluate în prezent pentru acest tip de grup; 

realizarea de centrale hidroelectrice cu specific de vârf şi semivârf este 

cea mai eficientă soluţie de producere a energiei electrice în instalaţii ce utilizează 

surse regenerabile de energie (SRE), iar centrala solară fotovoltaică este cea mai 

puțin economică. 

Perioada 2021-2030 

realizarea unui grup nuclear într-o centrală nouă este mai eficientă decât 

realizarea unui grup nou pe combustibili fosili cu CCS în ambele ipoteze de 

evoluţie a preţului lignitului şi pentru cele două nivele considerate pentru costul 

tonei de CO 2 (40 şi 60 euro/tonă), similar cu anul 2020; 

grupul cu ciclu combinat cu turbină cu gaze (CCGT), pe gaze naturale 

are valori mai mici ale costului unitar actualizat decât grupurile cu CCS pe lignit 

sau pe huilă din import, cu excepţia cazului cu preţ minim al lignitului, când devin 

practic egale; 

grupul cu abur pe biomasă rămâne soluţia cea mai scumpă, ca în anul 

2020, cu toate că s-a avut în vedere o reducere a investiţiei cu circa 17% în anul 

2030 faţă de anul 2020; 

224


pentru zona de vârf a curbei de sarcină se menţine aceeaşi ordine de 

economicitate a grupurilor cu caracter de vârf ca în anul 2020: centralele hidroelectrice 

sunt mai eficiente, urmate de centralele electrice eoliene şi de turbinele 

cu gaze cu circuit deschis, iar centrala solară fotovoltaică rămâne cea mai 

neeconomică, chiar dacă s-a avut în vedere o reducere a investiţiei de circa 40%. 

225


Planul naţional de investiţii 

Anexa nr. 12 

Tabelul nr. A.12.1. Planul de investiţii 

226


Contribuţia fiecărui sector al economiei 

privind aportul RES la consumul final de energie 

Anexa nr. 13 

Tabelul nr. A.13.1. Tabel de calcul pentru contribuţia fiecărui sector privind energia din surse 

regenerabile la consumul final de energie (ktep) 

Sursa: Planul Naţional pentru RES, 2010. 

227


228 

Anexa nr. 14 

Relaţia dintre creşterea produsului intern brut 

şi consumul total de energie primară, 

respectiv energie electrică, pentru unele ţări europene 

În cele de mai jos, elasticitatea simplă a legăturii dintre două mărimi este 

considerată ca fiind raportul dintre ritmurile de creştere anuală a celor două 

mărimi şi arată interdependenţa lor pe perioade date de timp. 

Pentru Europa, Uniunea Europeană precum şi pentru unele ţări europene 

se prezintă în continuare elasticităţile dintre ritmurile de creştere anuală a 

consumului total de energie primară (r TPEC ), respectiv energie electrică (r EE ), şi 

ritmul de creştere anuală a produsului intern brut (r PIB ). 

Valorile sunt realizate în perioadele 1980-1990-2008. După declanşarea 

crizei economice la finele anului 2008, datele fiind perturbate, sunt mai puţin 

relevante spre a fi luate în considerare la estimări pentru viitor. 

Tabelul nr. A.14.1. Elasticitatea energiei primare – e 1 şi a energiei electrice – e 2 faţă de PIB 

pentru Europa şi Uniunea Europeană, în perioada 1980-2008 

Perioada e 1 e 2 r PIB (%) 

Europa 1980-2008 0,309 - 2,3 

Uniunea Europeană 1990-2008 0,355 0,69 2,1 

e 1 = r TPEC / r PIB ; e 2 = r EE / r PIB 

Sursa: Date prelucrate din IEA – World Energy Outlook – 2010. 

Tabelul nr. A.14.2. Elasticitatea energiei primare – e 1 şi a energiei electrice – e 2 faţă de PIB 

pentru unele ţări europene, în perioada 2004-2007 

Perioada 2004-2007 e 1 e 2 r PIB (%) 

Austria 0,19 0,31 3,16 

Franța -0,185 * 0,166 2,12 

Germania -0,27 0,67 2,16 

Olanda 0,41 0,55 3,08 

Polonia 0,32 0,184 5,52 

Spania 0,42 0,756 3,73 

Marea Britanie -1,69 0,202 2,57 

România 0,27 0,35 6,12 

Portugalia 0,59 0,64 1,40 

Italia 0,133 1,22 1,43 

*) Valorile negative pentru e 1 reprezintă o creştere economică alături de reducerea consumului total 

intern de energie primară. 

Sursa: Date prelucrate din EUROSTAT – Brochure EU Energy and Transport figures 2010.


Din datele prezentate mai sus se observă că o serie de ţări dezvoltate au 

realizat creşteri ale PIB cu scăderea consumului de energie primară prin măsuri 

structurale și de eficiență energetică. 

De asemenea, în toate cazurile, ritmul de creştere al energiei electrice este 

mai mare decât cel al creşterii energiei primare. Aceasta arată că utilizarea 

energiei electrice este una dintre căile de creştere a eficienţei energetice şi a 

productivităţii. 

România a înregistrat în anii 2006-2007 creşteri ale PIB de circa două ori 

mai mari în comparaţie cu unele ţări europene dezvoltate, în principal datorită 

unor ani agricoli foarte buni şi a acţiunilor pregătitoare pentru intrarea în Uniunea 

Europeană. Ritmuri de creştere a PIB de 6-7% nu vor mai putea fi atinse de 

România în perioada până în 2020. Având în vedere şi faptul că intensitatea 

energetică a României este mult sub media europeană, este de aşteptat ca în 

perioada până în 2020 valoarea elasticităţilor simple, a legăturii dintre consumul 

de energie electrică şi PIB realizate de România (prezentate în tabelul nr. A.14.1) 

să fie aproape duble. 

229


BIBLIOGRAFIE 

[1] Leca, A., Muşatescu, V., Strategii şi politici energie-mediu în România, Editura AGIR, 

Bucureşti, 2010. 

[2] Leca, A., Muşatescu, V. (coordonatori), Managementul energiei, Academia de Ştiințe 

Tehnice din România, Editura AGIR, Bucureşti, 2008. 

[3] Vlăsceanu, Silvia, Efectele concurenţei asupra liberalizării pieţei de energie într-o economie 

în tranziţie, Teză de doctorat, Universitatea „Politehnica” Bucureşti, 2012. 

[4] Vlădescu, A., Binig A.V., „Priorităţi pentru strategia energetică a României”, Lucrarea S1.1. 

FOREN 2012. 

[5] ***, Comunicarea Comisiei către Parlamentul European, Consiliu, Comitetul Economic şi 

Social şi Comitetul Regiunilor, Perspectiva Energetică 2050, COM (2011) 885 final. 

[6] „Cartea Verde – O strategie europeană pentru energie durabilă, competitivă şi sigură”. 

Comisia Europeana, 2006. 

[7] Commission of the European Communities, Green Paper – Towards a European strategy for 

the security of energy supply, European Communities, COM (2000) 769 final, Brussels, 

2000. 

[8] Commission of the European Communities, Green Paper – An European strategy for 

sustainable, competitive and secure energy. European Communities, COM (2006) 105 final, 

Brussels, 2006. 

[9] ***, O politică în domeniul energiei pentru Europa, Comunicarea Comisiei către Consiliul 

European şi Parlamentul European din 10 ianuarie 2007, COM(2007)1 final. 

[10] Directiva 2009/28/CE a Parlamentului European şi a Consiliului din 23 aprilie 2009 privind 

promovarea utilizării energiei din surse regenerabile, amendând şi, în consecinţă, abrogând 

Directivele 2001/77/CE şi 2003/30/CE. 

[11] Directiva 2009/29/CE a Parlamentului European şi a Consiliului din 23 aprilie 2009 

amendând Directiva 2003/87/CE în vederea îmbunătăţirii şi extinderii schemei Comunităţii 

de tranzacţionare a certificatelor de emisii a gazelor cu efect de seră. 

[12] Directiva 2009/31/CE a Parlamentului European şi a Consiliului din 23 aprilie 2009 privind 

stocarea geologică a dioxidului de carbon, de modificare a Directivei 85/337/CEE a 

Consiliului, precum şi a Directivelor 2000/60/CE, 2001/80/CE, 2004/35/CE, 2006/12/CE, 

2008/1/CE şi a Regulamentului (CE) nr. 1013/2006 ale Parlamentului European şi ale 

Consiliului. 

[13] Decizia nr. 406/2009/CE a Parlamentului European şi a Consiliului din 23 aprilie 2009 

privind efortul statelor membre de a reduce emisiile de gaze cu efect de seră, astfel încât să 

respecte angajamentele Comunităţii de reducere a emisiilor de gaze cu efect de seră până în 

2020. 

[14] Directiva 2009/72/CE a Parlamentului European şi a Consiliului din 13 iulie 2009 privind 

normele comune pentru piaţa internă a energiei electrice şi de abrogare a Directivei 

2003/54/CE. 

230


[15] Directiva 2009/73/CE a Parlamentului European şi a Consiliului din 13 iulie 2009 privind 

normele comune pentru piaţa internă în sectorul gazelor naturale şi de abrogare a Directivei 

2003/55/CE. 

[16] Regulamentul (CE) nr. 714/2009 al Parlamentului European şi al Consiliului din 13 iulie 2009 

privind condiţiile de acces la reţea pentru schimburile transfrontaliere de energie electrică şi 

de abrogare a Regulamentului (CE) nr. 1228/2003. 


privind condiţiile de acces la reţelele pentru transportul gazelor naturale şi de abrogare a 

Regulamentului (CE) nr. 1775/2005. 


de instituire a Agenţiei pentru Cooperarea Autorităţilor de Reglementare din Domeniul 

Energiei. 

[19] Lohan, O., „Piaţa unică de energie electrică, garant al securităţii energetice în Europa”, 

FOREN 2012. 

[20] Commission of the European Communities, A European strategic energy technology plan 

(SET-Plan). Towards a low carbon future, COM (2007) 723 final, Brussels, 22.11.2007. 

[21] Comisia Comunităţilor Europene, Documentul de lucru al Comisiei-Consultare privind 

viitoarea Strategie „UE 2020”, COM (2009) 647 final, Bruxelles, 24.11.2009. 

[22] European Commission, Communication from the Commission, Europe 2020 – A strategy for 

smart, sustainable and inclusive growth. COM (2010) 2020, Brussels, 3.3.2010. 

[23] Comunicarea Comisiei către Parlamentul European, Consiliu, Comitetul Economic şi Social 

European şi Comitetul Regiunilor, Planul 2011 pentru eficienţă energetică, COM (2011) 109 

final, Bruxelles, 8.3.2011. 

[24] Directiva 2010/31/UE a Parlamentului European şi a Consiliului din 19 mai 2010 privind 

performanţa energetică a clădirilor, publicată în Jurnalul Oficial al Uniunii Europene, 

p. L 153/13-L 153/35, 18.6.2010. 

[25] Propunere de Directivă a Parlamentului European şi a Consiliului privind eficienţa energetică 

şi de abrogare a Directivelor 2004/8/CE şi 2006/32/CE. COM (2011) 370 final, Bruxelles, 

22.6.2011. 

[26] Yoda, S. “TRILEMMA: Three major problems threatening world survival”, Central Research 

Institute of Electric Power Industry, Tokyo, 1995. 

[27] World Energy Council – Policies for the future: 2010 Assessment of countries energy and 

climate policies. 

[28] ***, “Trend Compendium 2030”, Roland Berger Strategy Consultants, 2011. 

www.rolandberger.com 

[29] ***, Romania’s Greenhouse Gas Inventory 1989-2007, National Inventory Report, Ministry 

of Environment Protection Agency, March 2009 

[30] Leca, A., Muşatescu, V., Paraschiv, D.M., Voicu-Dorobanţu, R., Marinoiu, A.M., Impactul 

implementării pachetului energie-schimbări climatice asupra economiei româneşti. Studiul 

nr. 5, Institutul European din România, 2009 

[31] http://ec.europa.eu/public_opinion/archives/ebs/ebs_300_full_en.pdf 

231


[32] ***, Energy Infrastructure – priorities for 2020 and beyond, EU Directorate General for 

Energy, 2011. 

[33] ***, Proiecţia principalilor indicatori macroeconomici până în anul 2020, Comisia Naţională 

de Prognoză, iunie 2009. 

[34] Business Energy Reports – Energy Efficiency & Demand Response Report, August 2010. 

[35] ***, IPPC. Climate Change 2007, Mitigation of Climate Change. The Fourth Assessment 

Report of the Intergovernmental Panel of Climate Change, UN. 

[36] ***, IPPC. Climate Change 2007, Mitigation of Climate Change. Contribution of Working 

Group III to the Fourth Assessment Report of the Intergovernmental Panel of Climate 

Change. Cambridge. Cambridge University Press, 2007. 

[37] Ürge-Vorsatz, Diana, Metz, B., „Energy efficiency: how far does it get us in controlling 

climate change”, Springer Science, Business Media B.V., 2009. 

[38] European Commission, Green paper on Energy Efficiency: Doing more with less. 

Luxembourg: Office for Official Publications of the European Communities, 2005. 

[39] Communication from the Commission. Energy Efficiency: delivering the 20% target, COM 

(2008) 772 final, Brissels, 13.11.2008. 

[40] Communication from the Commission to the Council and the European Parliament. On the 

first assessment of national energy efficiency action plans as requested by Directive 

2006/32/EC on energy end-use efficiency and energy services, Moving forward together on 

energy efficiency. COOM (2008) 11 final, 23.01.2008. 

[41] Săndulescu, A., „The consequences and challenges of the EU 20-20-20 targets for Romania”, 

Seminarul Nuclear energy and the environment. Energy resources for the future: the Belgian 

and Romanian perspectives, 8.07.2009. 

[42] Ministerul Economiei – Primul Plan Naţional de Acţiune în Domeniul Eficienţei Energetice 

(2007-2020). 

[43] ***, Strategia energetică a României pentru perioada 2007-2020, HG nr. 1069/2007, 

publicată în Monitorul Oficial nr. 781 din 19.11.2007. 

[44] http://www.mie.ro/_documente/lucrari_publice/reabilitare_termica/ 

[45] Leca, A. (coordonator), Principiile managementului energetic, Editura Tehnică, București, 

1997. 

[46] Fediuc, L., „European Union’s climate change policy and the investment opportunities in 

România”, 2009. 

[47] www.odyssee-indicators.org/database 

[48] www.muredatabase.org 

[49] Comunicarea Comisiei Europene către Parlamentul European, O Europă eficientă din punctul 

de vedere al utilizării resurselor, 2011. 

[50] Dobrin, M., Petri, V., „Plan de acţiune pentru implementarea conceptului strategic de 

dezvoltare durabilă pe termen mediu şi lung a sectorului energetic din România”, Lucrarea 

S1.3, FOREN 2012, Neptun, România. 

[51] Deloitte – Investing în Clean Energy. A Survey Among European Investment Funds, May 

2012. 

[52] *** Bulgarian Energy Strategy by 2020. November 2008. 

[53] International Energy Agency – Energy Statistics. Countries balances. 

http://www.iea.org/countries/ 

[54] DEFRA-UK Energy Efficiency Action Plan 2007, 

http://ec.europa.eu/energy/demand/legislation/doc/neeap/uk_en.pdf 

[55] Planul Naţional de Acţiune pentru Surse Regenerabile, 2010 

[56] Strategia energetică a României pentru perioada 2007-2020, 

232


[57] ANRE – Raport anual către Comisia Europeană al Autorității Naționale de Reglementare în 

domeniul Energiei (ANRE), 31 iulie 2008. 

[58] Strategia energetică a României pentru perioada 2007-2020, actualizată pentru perioada 

2011-2020, varianta 20 august 2011, MECMA, www.minind.ro 

[59] Proiecţia principalilor indicatori macroeconomici pentru anul 2012, CNP, martie 2012 

[60] Prognoza echilibrului energetic 2012-2020, CNP, iunie 2012 

[61] The Role of Electricity, EURELECTRIC, 2007 

[62] Energy Technology Perspectives, IEA, 2008 

[63] Technology Map of the European Strategic Energy Technology Plan (SET PLAN), Part I 

Technology Descriptions, EU-JRC-SETIS Work Group, 

[64] www.jrc.ec.europa.eu 

[65] ***, Elemente pentru evaluarea Aplicaţiei trimise de România în conformitate cu Articolul 

10c(6) al Directivei 2003/87/CE, Revizia 4/22.06.2012, MECMA. www.minind.ro 

[66] ***, Elemente de strategie energetică pentru perioada 2011-2035. Direcţii şi obiective 

strategice în sectorul energiei electrice. Draft 1, MECMA 2011, www.minind.ro. 

[67] Popescu, Elena, „Cercetări din programul de doctorat”, Universitatea „Politehnica” Bucureşti, 

2012. 

[68] ***, “SWOT analysis of nuclear energy. Competitiveness of nuclear energy”. ENEF Working 

Group Opportunities-Subgroup on Competitiveness of Nuclear Power, European 

Commission, European Nuclear Energy Forum, Bratislava-Prague, May 2010. 

[69] ***, “SWOT Part 2. Preliminary Report Opportunities and Threats”, WG Opportunities, 

SubWG Competitiveness (Draft), European Commission, ENEF, 9 th of May 2011. 

[70] Muşatescu, V., Politici investiţionale în domeniul energiei, Editura Tribuna Economică, 

Bucureşti, 2003. 

[71] AIE – OECD, World Energy Outlook – 2009 Edition. 

[72] Săndulescu, A., Contribuţii privind dezvoltarea pieţei concurenţiale de energie electric, teză 

de doctorat, Universitatea Politehnică din București, 2012 (coordonator prof. Aureliu Leca) 

[73] ISPE – Propunere de strategie a sectorului energiei electrice, 2011. 

[74] ANRE – Raport de monitorizare a sistemului de promovare a E-SRE în anul 2011. 

[75] Gullì, F., Markets for Carbon and Power Pricing în Europe – Theoretical Issues and 

Empirical Analyses, MPG Books Ltd, Bodmin, Cornwall, 2008. 

[76] UNDP – Improving Energy Efficiency in Low-Income Households and Communities in 

Romania. Project, 2012. 

[77] ANRE – Codul Comercial al Pieţei Angro de Energie, aprobat prin Ordinul nr. 25/2004. 

[78] Mânecuţă, M., “Renewables Regulation. Case Study: Romania”, lucrare prezentată la 

Romanian Wind Energy Forum, Constanța, 5-7 septembrie 2012. 

[79] ***, Recensământul populaţiei şi locuinţelor din 2002, www.ins.ro. 

233


[80] ANRSC, Starea serviciului de alimentare cu energie termică. Anul 2011. Anexa 2 ET. 

[81] Ministerul Muncii, Familiei şi Protecţiei Sociale, „Măsuri de protecţie a populaţiei cu venituri 

reduse în perioada sezonului rece”, Raport pentru perioada 1997-2011. 

[82] ***, Romanian Energy Program, Phase 3 (REP3), Final Report for the Government of 

România, USAID-IRG, August 2007. 

[83] Camera Franceză de Comerţ şi Industrie din România, Ambasada Franţei la Bucureşti, 

“Energia – O şansă pentru România. Cartea albă”, CCIFER, Bucureşti, 2011. 

[84] Stern, N., The economics of climate change, Cambridge University Press, October 2006. 

[85] ***, “Cogeneration and district heating. Best practices for municipalities”, Energy Charter 

Secretariat, Brussels, 2005. 

[86] ***, “Lights out The outlook for energy in Eastern Europe and in the Former Soviet Union”, 

The World Bank, Washington, 2010. 

[87] ***, „Science and Engineering Indicators 2010”, National Science Board, SUA, Arlington, 

2010. 

[88] ***, „Strategia naţională de cercetare, dezvoltare, inovare 2007-2013”, HG/2007. 

[89] ***, QS World University Ranking, Second Edition, 2012. 

[90] ***, „Prioritizarea politicilor Uniunii Europene prin prisma avantajelor produse de acestea 

pentru România, în perspectiva participării la negocierile desfăşurate în cadrul procesului de 

revizuire a bugetului comunitar”, Centrul Român de Politici Economice-CEROPE, 2012. 

[91] ***, “2011 Tehnology Map of the European Strategic Technology Plan (SET-Plan). 

Technology Descriptions”, SET-Plan Information System (SETIS), European Commission, 

Luxembourg, 2011. 

[92]***, „GETICA CCS. Pionierat românesc pentru captarea emisiilor de CO 2 ”, Energie, anul 1, 

2011, pp. 46-48. 

[93] ***, “ALFRED Project. Investing in an innovative technology for electricity production”. 

Institute for Nuclear Research Piteşti, FOREN 2012, Neptun, 17-21 June 2012. 

[94]***, „Avizul Comitetului Economic şi Social European privind sărăcia energetică în contextul 

liberalizării şi al crizei economice (aviz exploratoriu)”, 2011/C 44/09, Jurnalul Oficial al 

Uniunii Europene, 11.2.2011. 

[95] HG nr. 363/2010 privind aprobarea standardelor de cost pentru obiective de investiţii 

finanţate din fonduri publice, Monitorul Oficial nr. 210 din 25.03. 2011. 

234


asupra creşterii economice 

REZUMAT


236


IMPACTUL INVESTIŢIILOR DIN DOMENIUL ENERGETIC 

ASUPRA CREŞTERII ECONOMICE 

SUMAR EXECUTIV 

Prezentul studiu – care totalizează 11 capitole și 14 anexe – reprezintă 

răspunsul autorilor la o provocare lansată de Comisia Naţională de Prognoză 

privind evaluarea impactului investiţiilor necesare modernizării sectorului 

românesc al energiei asupra dezvoltării economiei ţării. Importanţa dezvoltării 

unui sector energetic sigur, sustenabil şi competitiv pe piaţa internă europeană nu 

mai trebuie subliniată, este deja un truism. De aceea, aprecierea cât mai realistă a 

limitărilor fizice şi financiare ale sectorului este esenţială, cu atât mai mult în 

actualul context al unui număr din ce în ce mai mare de provocări pe care le 

înfruntă acest sector (de multe ori neglijat sau folosit necorespunzător de factorii 

decizionali) atât din partea efectelor crizei economice şi financiare prelungite, cât 

şi a celor ce decurg din angajamentele politice luate la nivelul Uniunii Europene, 

generate de pachetele legislative specifice. 

Acoperirea necesităţilor investiţionale depinde de aceste limitări, dar şi de 

faptul că generarea de capital la nivelul întregii economii trebuie împărţită tuturor 

sectoarelor. Dar fără energie nu există dezvoltare economică, iar aceasta trebuie 

realizată și utilizată în mod sustenabil. În consecinţă, este esenţial nu numai să 

apreciem cât mai exact ce investiţii se cer a fi făcute în acest sector strategic, ci şi 

cum, în ce tehnologii, respectiv ce surse primare trebuie dezvoltate. 

Având în vedere faptul că unul dintre pilonii de bază ai politicii economice 

al UE, inclus şi în Strategia Europa 2020, îl reprezintă utilizarea eficientă a 

resurselor şi creşterea securităţii energetice a UE, evaluarea perspectivelor pentru 

economia românească devine de stringentă actualitate. Prin Strategia Europa 2020 

au fost asumate două direcţii principale de acţiune în domeniul dezvoltării 

durabile a sectorului energetic: creşterea ponderii energiei din surse regenerabile 

şi îmbunătăţirea eficienţei energetice, ambele cu consecințe asupra emisiilor de 

gaze cu efect de seră. 

Îndeplinirea obiectivelor presupune un efort investiţional de modernizare 

ridicat, deoarece se urmăreşte o dezvoltare fără carbon sau, cel puţin, cu carbon 

redus, deci se apelează la tehnologii mai puţin convenţionale. De aceea, studiul 

încearcă să ofere, pe de o parte, o evaluare macroeconomică a investiţiilor 

necesare sectorului energetic, iar, pe de altă parte, măsura în care această 

destinaţie oferă premise pentru o creştere sustenabilă. Aici, problema se 

237


deplasează atât asupra tendinţei de epuizare a surselor primare, cât şi asupra 

limitărilor autoimpuse (angajamente ferme ale României la nivelul Uniunii 

Europene) privind impactul asupra mediului, în mod special emisiile de gaze cu 

efect de seră. Prezentul studiu analizează cele două tendinţe şi sugerează 

modalităţi de abordare care ar trebui luate în considerare de decidenţi în viitoarele 

strategii ale sectorului. 

Subliniind importanţa eficienţei energetice, studiul evaluează posibilităţile 

de creştere a acesteia prin modernizare structurală şi investiţii în producţia de 

bunuri şi servicii, astfel încât prognoza echilibrului bugetar, dar şi a utilizării PIB, 

să fie mai bine realizată. În plus, se concentrează pe următoarele elemente 

esenţiale ale sectorului: 

a) identificarea posibilităţilor de modificare, pe termen lung, a structurii 

producţiei de purtători de energie primară; 

b) studierea tendinţelor şi modalităţilor pentru reducerea consumului de 

energie şi utilizarea eficientă a energiei pe întregul lanţ de transformări; 

c) impactul creşterii ponderii energiei din surse regenerabile asupra 

preţului energiei; 

d) impactul creşterii preţului la energie asupra inflaţiei şi asupra dinamicii 

consumului final; 

e) impactul creşterii dependenţei economiei româneşti de import al 

purtătorilor de energie primară şi măsuri de atenuare a acestui fenomen. 

Un astfel de studiu se consideră necesar şi din perspectiva colaborării la 

rularea modelului PRIMES în cadrul Comisiei Europene, unde Comisia Naţională 

de Prognoză oferă baza de date pentru evaluările privind economia românească. 

Studiul propune, totodată, evaluări bazate pe utilizarea unor modele dezvoltate de 

autori. 

Comisia Europeană consideră că noua strategie energetică europeană se va 

implementa, în principal, prin trei vectori legislativi şi de management ai 

sectorului: 

a) tehnologic, prin Planul European Strategic pentru Energie şi Tehnologii 

(aşa-numitul SET Plan); 

b) reformarea pieţei interne de energie – electricitate şi gaze – prin cel 

de-al Treilea Pachet Legislativ al Pieței Interne şi 

c) o nouă relaţie energie – mediu, prin Pachetul legislativ Energie – 

Schimbări Climatice. 

Tot cei trei vectori impun o serie de provocări pentru sectoarele energetice 

ale statelor membre, solicitând o serie de acţiuni urgente conţinute în diversele 

planuri de acţiune. Situaţia economică a Uniunii afectată de criză ridică probleme 

238


suplimentare, ceea ce a obligat Comisia Europeană la regândirea strategiei 

energetice pentru deceniul 2011-2020. 

Componentele cheie ale acestei strategii energetice sunt reprezentate de: 

exploatarea potenţialului de economisire a energiei; 

promovarea inovării pentru tehnologii cu carbon redus; 

crearea unei pieţe interne funcţionale; 

reţele energetice sigure şi sustenabile; 

cooperare mai bună în cadrul UE, precum şi stabilirea unui plan mai 

coerent şi efectiv, la nivel comunitar, în domeniul politicii externe energetice a UE. 

Conform strategiei, efectele crizei economice nu trebuie să diminueze 

determinarea Europei de a-şi atinge obiectivele, precum îmbunătăţirea durabilităţii 

consumului de energie, reducerea cererii de energie şi a emisiilor generate pe 

unitatea de energie produsă. 

În comparaţie cu Planurile de Acţiune anterioare, viitorul Plan de Acţiune 

pentru această strategie va pune un accent mai mare pe investiţii pentru care sunt 

necesare sute de miliarde de euro, investiţii în tehnologii noi, infrastructură, 

îmbunătăţirea eficienţei energetice, tehnologii energetice cu carbon redus şi în 

pregătirea profesională a populaţiei pentru decarbonizarea economică. În 

condiţiile în care criza economică face ca finanţarea investiţiilor să fie tot mai 

dificilă, este necesar ca acestea să fie orientate cât mai bine. Securitatea energetică 

a UE va depinde de noi interconectări, atât în interiorul UE cât şi în afară, de 

practicile de economisire a energiei şi tehnologii, precum şi de realizarea reţelelor 

de transport inteligente şi a tehnologiilor de măsurare. 

În condiţiile actuale de globalizare, beneficiile economice şi sociale în 

atingerea obiectivelor 2020 se consideră că vor fi semnificative. Acestea pot 

rezulta la nivelul Uniunii Europene în 60 de miliarde de euro reducere de 

cheltuieli cu importurile de gaze naturale şi petrol până în 2020, acest lucru 

însemnând nu numai economii financiare, dar şi un pas esenţial în asigurarea 

securităţii energetice. Continuarea integrării pieţei europene prin aplicarea 

prevederilor Celui de-al Treilea Pachet Legislativ poate conduce la o creştere de 

0,6-0,8% a PIB la nivelul Uniunii. Atingerea obiectivelor UE privind energiile 

regenerabile poate conduce la crearea de mai mult de 600.000 de locuri de muncă 

în UE. Adăugând obiectivul de 20% în eficienţa energetică, se creează încă cel 

puţin un milion de noi locuri de muncă. 

România se va integra inevitabil în aceste eforturi dar, din nefericire – din 

cauza întârzierii în înlocuirea unor echipamente cu durată de viaţă depăşită şi 

uzate moral – va întâmpina dificultăţi suplimentare în atingerea obiectivelor 

propuse. 

239


De aceea, studiul va analiza magnitudinea investiţiilor necesare sectorului 

electroenergetic românesc până în 2020, făcându-se o analiză economică a 

influențelor pe care aceste investiți le vor avea asupra economiei românești în 

eforturile ei de atingere a obiectivelor europene. 

Aşa cum se prefigurează situaţia la acest moment, investiţiile sectorului se 

vor concentra în: 

- înlocuirea unor instalaţii a căror durată de funcţionare a depăşit durata 

normată de viaţă; 

- modernizarea instalaţiilor pentru îndeplinirea condiţiilor de mediu; 

- penetrarea noilor tehnologii, în mod special a tehnologiilor de energie 

regenerabilă; 

- îndeplinirea obiectivelor autoimpuse şi, legat de aceasta, accelerarea 

dezvoltării tehnologiilor cu carbon scăzut; 

- extinderea internă şi integrarea în reţelele inteligente europene (smart 

grids) şi în piaţa internă europeană de energie; 

- asimilarea şi extinderea captării şi stocării carbonului din gazele de 

ardere ale centralelor electrice folosind combustibili fosili; 

- diversificarea surselor de import ale gazelor naturale (fie prin proiecte 

de magistrale regionale tip Nabucco, fie printr-un terminal de gaze 

lichefiate – de exemplu, proiectul AGRI, depinzând de decizia politică 

şi de cea economică). 

În acest context, prezentul studiu a încercat să răspundă la o serie de 

întrebări legate de aceste priorităţi: 

- Care este magnitudinea investiţiilor necesare sectorului pentru a se 

atinge obiectivele definite prin cei trei vectori 

- Ce efecte globale vor avea aceste investiţii din sectorul energetic asupra 

diverselor ramuri ale economiei româneşti şi chiar ale vieţii sociale Este evident 

că aceste investiţii vor influenţa agricultura (în primul rând, prin necesarul de 

biomasă), sectorul rezidenţial (prin obiectivele de conservare a energiei), 

urbanismul (prin integrarea surselor regenerabile, extinderea producerii descentralizate 

de energie şi prin extinderea reţelelor inteligente), industria (prin necesitatea 

asimilării de echipamente şi tehnologii specifice) etc., agregat asupra PIB-ului. 

- Efectul creşterii preţurilor purtătorilor de energie se va simţi direct 

asupra economiei şi societăţii româneşti şi a competitivităţii ţării, în primul rând la 

nivelul pieţei interne europene. 

- Surplusul de energie – şi, în mod special, cea verde – va putea fi 

tranzacţionat prin instrumente specifice cu impact direct asupra poziţiei României 

în comerţul exterior din regiune. Cum se prefigurează această poziţie 

- Există premise ca această dezvoltare să fie sustenabilă sau nu 

240


Studiul evaluează posibilităţile de creştere a eficienţei energetice şi 

apreciază nivelul investiţiilor în producţia de bunuri şi servicii pentru atingerea 

ţintei de reducere a consumului final de energie cu 20%, ţintă impusă de pachetul 

legislativ energie-schimbări climatice al Uniunii Europene, astfel încât prognoza 

echilibrului bugetar, dar şi a utilizării PIB să fie mai bine realizată. 

Totodată, studiul are drept scop să genereze şi să asigure noi date necesare 

pentru analiza macroeconomică la nivelul beneficiarului: Comisia Naţională de 

Prognoză. 

În acest scop, analizele propuse se vor baza pe cele mai recente studii 

efectuate la nivelul UE şi în România, privind pachetele legislative adoptate la 

nivelul Uniunii, cât şi pe angajamentele luate de ţara noastră, de exemplu, 

Planurile de Acţiune pentru sursele regenerabile şi eficienţa energetică. Studiul 

mai analizează instrumentele de politică energetică şi propune modificarea 

acestora acolo unde autorii consideră că este necesar să fie schimbate în scopul 

rezolvării provocărilor identificate. 

Resursele de energie primară. Studiul a analizat situația acestor resurse și 

a constatat că România dispune de resurse de energie primară fosile şi minerale 

diverse, dar reduse cantitativ: cărbune, ţiţei, gaze naturale, minereu de uraniu 

precum şi de un potenţial valorificabil de resurse regenerabile semnificativ. 

Cărbunele. În urma analizei realizate rezultă că lignitul și huila extrase 

în România sunt de calitate inferioară și se pot utiliza numai în termocentrale 

echipate pentru aceste tipuri de combustibil şi situate cât mai aproape de zona de 

exploatare a cărbunelui. 

Ţiţeiul. Rezervele de ţiţei exploatabile, cunoscute în prezent, din 

România, au un potenţial estimat în 2011 la circa 54 de milioane de tone, iar în 

condiţiile declinului producţiei interne, pot asigura continuitatea extracţiei pentru 

încă circa 15 ani. Rezervele sunt limitate în condiţiile în care nu se vor identifica 

noi zăcăminte cu potenţial important. 

Gazele naturale. Rezervele de gaze naturale evaluate şi exploatabile în 

prezent sunt estimate la circa 109 miliarde m 3 şi, în condiţiile declinului 

producţiei interne, asigură exploatarea pentru încă circa zece ani. Recent s-au 

anunţat descoperiri de noi rezerve potenţiale de gaze naturale în apele teritoriale 

ale Marii Negre şi în nord-vestul ţării. Evaluarea mărimii acestora precum şi a 

condiţiilor de exploatare pot aduce în viitorul apropiat modificări semnificative 

ale producţiei interne de gaze naturale. Înmagazinarea subterană a gazelor naturale 

din România se realizează în opt depozite, în zăcăminte de gaze depletate cu o 

capacitate totală de înmagazinare de patru miliarde m 3 (se poate acoperi consumul 

pe perioada de iarnă pentru circa 45 de zile). 

241


Uraniul. Din punctul de vedere al rezervelor de minereu de uraniu 

existente şi exploatabile, acestea pot asigura necesarul de consum pentru două 

unităţi la CNE Cernavodă pe durata de viaţă a acestora. 

În consecință, acoperirea cererii de energie primară în România se va 

realiza prin creşterea utilizării resurselor regenerabile de energie şi prin importuri 

de energie primară – gaze, ţiţei, cărbune, combustibil nuclear. La nivelul 

orizontului analizat, România va rămâne dependentă de importurile de energie 

primară. Gradul de dependenţă va depinde de descoperirea de noi resurse interne 

exploatabile, de gradul de integrare a surselor regenerabile de energie şi de 

succesul măsurilor de creştere a eficienţei energetice. 

Resursele energetice regenerabile. Potenţialul energetic teoretic al 

surselor regenerabile de energie de care dispune România este semnificativ. 

Potenţialul acestor surse care poate fi utilizat este mult mai mic, din cauza 

limitărilor naturale, tehnologiilor, eficienţei economice şi a restricţiilor de mediu. 

Potenţialul efectiv amenajabil eolian şi hidroenergetic este mult inferior celui 

tehnic amenajabil, din cauza restricţiilor de mediu (amplasamente cu interdicţie de 

utilizare sau cu costuri foarte mari de realizare). Potrivit ultimelor evaluări, 

potenţialul hidroenergetic tehnic amenajabil al României este de circa 32.000 

GWh/an. La finele anului 2011 puterea instalată în centrale hidroelectrice era de 

6.528 MW, energia pentru anul hidrologic mediu fiind evaluată la 17.500 

GWh/an. Astfel, gradul de valorificare a potenţialului tehnic amenajabil este în 

prezent de circa 54%. 

Cu excepţia centralelor hidroelectrice mari, costurile de producere a 

energiei electrice în unităţi ce utilizează surse regenerabile (eoliană, fotovoltaică, 

biomasă) sunt în prezent superioare celor aferente utilizării combustibilului fosil şi 

nuclear. În această situaţie se aplică scheme de sprijin pentru introducerea în piaţă 

a energiei electrice produse din aceste surse. 

Analizând evoluţia producţiei interne de energie primară în perioada 

2000-2010 rezultă următoarele concluzii: 

Ponderea principală în producţia internă o au gazele naturale. Producţia 

de gaze naturale cunoaşte însă o scădere treptată din pricina declinului 

zăcămintelor; ponderea acesteia în total a scăzut de la 38,9% în anul 2000 la 

31,7% în anul 2010; 

Producţia de ţiţei a scăzut, de asemenea, într-un ritm mai accentuat, 

ajungând la o pondere în total de numai 15,3% în anul 2010, faţă de 21,8% în anul 

2000. Astfel, ţiţeiul a devenit al treilea purtător de energie în producţia de energie 

din România, pe locul doi fiind cărbunele; 

Producţia de cărbune a crescut atât în unităţi fizice, cât şi ca pondere în 

producţia totală; principala contribuţie a avut-o creşterea producţiei de lignit; 

242


Combustibilii fosili (cărbune, ţiţei, gaze naturale) reprezintă o pondere 

majoritară (71,8% în anul 2010) în producţia de energie primară; 

Lemnele de foc şi deşeurile agricole deţin o pondere importantă în 

producţia internă de energie. Acest lucru reliefează importanţa dezvoltării 

tehnologiilor moderne de obţinere şi utilizare a biomasei pentru producerea de 

energie (preponderent termică). 

Pentru a satisface necesarul de consum, România a importat cantităţi 

relativ importante de energie. 

Având în vedere costurile ridicate de valorificare a surselor regenerabile 

este puţin probabil că pe termen mediu creşterea consumului de energie primară şi 

scăderea producţiei interne să poată fi acoperite integral din surse regenerabile, 

ceea ce va conduce la creşterea importurilor de energie. 

Dependenţa de importurile de energie primară a crescut continuu în 

perioada 2000-2008, de la circa 22% în anul 2000 la 27,2% în 2008, cu un maxim 

de 31,9% în 2007, anul premergător declanşării crizei economice. În anii 

2009-2010 dependenţa de importuri a scăzut la circa 20%, prin scăderea 

activităţilor economice, ca urmare a recesiunii. 

Utilizarea eficientă a energiei. Creşterea eficienţei energetice are o 

contribuţie majoră la realizarea siguranţei alimentării, dezvoltării durabile şi 

competitivităţii, la economisirea resurselor energetice primare şi la reducerea 

emisiilor gazelor cu efect de seră. 

Indicatorul sintetic reprezentativ privind eficienţa de utilizare a energiei la 

nivel naţional este intensitatea energetică, respectiv consumul de energie pentru a 

produce o unitate de produs intern brut. În ultimii ani, din cauza modificărilor 

structurale ale economiei şi apariţiei unor noi unităţi economice eficiente din 

punct de vedere energetic, intensitatea energiei primare a înregistrat scăderi 

importante. Cu toate acestea, din compararea cu datele pe plan european se 

remarcă faptul că intensitatea energiei primare în România este încă mai mare cu 

25% faţă de intensitatea medie a UE-27, cu toate că are o tendința de scădere în 

timp. 

Evoluţia sectorului energiei primare în România. Având în vedere toate 

aceste condiții, studiul constată declinul producţiei unora dintre resursele primare 

cât şi rata de înlocuire a rezervelor exploatate. Se poate aprecia că pe termen 

mediu şi lung se vor întâlni următoarele tendinţe: 

- cel mai probabil, producţia de lignit se va menţine la un nivel economic 

de circa 30 de mil. de tone fizice (5,3 mil. tep) pentru următoarele două-trei 

decade; 

243


- în privinţa producţiei de huilă, aceasta se va reduce din motive economice 

cu circa 50% până în anul 2020, rămânând în funcţiune numai exploatările 

rentabile, care nu necesită subvenţii. UE permite continuarea subvenţiei pentru 

exploatarea huilei până în 2018, dar condiţionează acest fapt de aplicarea strictă a 

unui program de închidere a minelor care generează pierderi; 

- în condiţiile actuale şi cu tehnologiile de azi, producţiile de ţiţei şi de 

gaze naturale se vor reduce în mod natural. Producţia de ţiţei va scădea constant 

cu 3-5% pe an, iar gradul de înlocuire a rezervelor exploatate e considerat a fi de 

doar 15-20%. În privinţa producţiei de gaze naturale din rezervele cunoscute şi 

exploatate astăzi, aceasta se reduce cu circa 4-6%, la un grad de înlocuire de circa 

15-30%. Aici însă trebuie subliniată posibilitatea menţinerii la nivelele actuale 

până în anul 2018 şi chiar o creştere notabilă după această dată, datorită noilor 

rezerve descoperite recent în Marea Neagră şi în nord-vestul României, la care se 

pot adăuga gazele de şist; 

- luând drept realizabile cele menţionate în programul de amenajare a 

potenţialului hidroenergetic adoptat de SC Hidroelectrica, amenajarea acestuia va 

atinge 59,37% în anul 2020, respectiv 62,77% în anul 2025; 

- utilizarea surselor regenerative va urmări angajamentele României ca stat 

membru al UE transpuse prin Programul naţional de amenajare a energiilor 

regenerabile (PNAER); 

- rezervele de uraniu permit funcţionarea celor două unităţi nucleare pe 

toată durata lor de funcţionare. 

Se poate concluziona că importurile de energie vor atinge, probabil în anul 

2020, 25-43% din consumul intern de energie şi respectiv 30-50% în anul 2025. 

Structura sectorului de generare a energiei electrice. Studiul analizează 

structura capacităţilor de producere a energiei instalate în România, pe categorii 

de durate de funcţionare, situaţia prezentându-se astfel: 

- 0,6% au o durată de funcţionare sub 10 ani; 

- 17% au o durată de funcţionare cuprinsă între 10 şi 20 ani; 

- 50,4% au o durată de funcţionare cuprinsă între 20 şi 30 ani; 

- 32% au o durată de funcţionare mai mare de 30 ani. 

Se constată astfel o îmbătrânire accentuată a echipamentelor de producere 

de energie electrică la care se mai adaugă următoarele aspecte legate de actuala și, 

mai ales, viitoarea funcționare a sistemului energetic românesc: 

problemele survin mai puțin de la capacitatea instalată şi de la rezerva 

pentru acoperirea vârfurilor de consum, cât de la rezerva necesară compensării 

impredictibilităţii producţiei eoliene; 

244


sistemul energetic naţional este masiv, dar nu robust. Se deţine o 

capacitate de producere importantă, dar nu există suficientă fiabilitate şi 

flexibilitate. 

În aceste condiţii, studiul constată – mai ales în legătură cu angajamentele 

de realizare a condiţiilor impuse de pachetul legislativ energie-schimbări climatice 

al Uniunii Europene – necesitatea realizării până în 2020 a unor importante 

investiții in sectorul de producere a energiei electrice. Necesarul de putere nouă 

care să fie instalată în sistemul energetic național în fiecare etapă de dezvoltare 

este determinată de: 

- retragerea din exploatare a acelor unități existente care au atins durata 

normată de funcţionare; 

- oprirea unor grupuri pentru retehnologizare; 

- creşterea consumului de energie şi putere electrică. 

Evoluţia totalului capacităţilor instalate în prezent va fi în continuă scădere 

din cauza ieşirii din funcţiune a capacităţilor vechi şi neeconomice, la îndeplinirea 

duratei normate de exploatare a lor. Cu toate că la nivelul anului 2011 exista încă 

un excedent de capacitate netă disponibilă de circa 2.250 MW, energia acestor 

capacităţi nu este competitivă pe piaţa de energie electrică, fiind grupuri vechi, cu 

performanțe reduse şi depăşite tehnic şi economic. Aproximativ 80% din 

grupurile termoelectrice existente în prezent au fost instalate în perioada 

1970-1980, aflându-se azi la limita duratei normate de exploatare, cu randamente 

de circa 30%. Aceste randamente reprezintă 65-70% din randamentele grupurilor 

moderne aflate în funcţiune în prezent în majoritatea ţărilor dezvoltate. De aceea, 

un program de retragere din funcţiune a grupurilor care până în anul 2020 au atins 

sau vor atinge durata normată de exploatare prezintă următoarele valori ale 

puterilor instalate de care nu se mai poate dispune: până în 2015, circa 3.890 MW, 

până în 2020 circa 2.620 MW, respectiv până în 2025, circa 2.545 MW. 

Ținându-se seama și de creșterea probabilă a consumului de energie electrică, 

după niște scenarii realiste, studiul concluzionează că există un necesar de 

capacitate care trebuie nou instalată pe etape, astfel: până în 2015, 910 MW, între 

2016 și 2020, 4.500 MW și între 2021 și 2025, 4.130 MW. 

Bazat pe aceste cifre, studiul a analizat necesarul probabil de investiții, ca 

și influența pe care realizarea acestor investiții le va avea asupra economiei 

românești. S-au constatat următoarele: 

Este clar că acest sector este esenţial pentru dezvoltarea economico-socială 

a României, prin influenţele pe care le are şi necesarul mare al efortului financiar 

pentru ca acest sector să îndeplinească rolul său deosebit în angrenajul 

macroeconomic. De aceea, în studiu s-a plecat de la obiectivele pe care trebuie să 

le îndeplinească: 

245


- realizarea securităţii de alimentare cu energie; 

- aprovizionarea cu energie la preţuri competitive şi reducerea aşa-numitei 

„sărăcii energetice”; 





în analize tip least cost. De aceea, s-a considerat că, în cazul României, trebuie 

avute în vedere în aceste analize şi condiţionări suplimentare, care contribuie la: 

• diminuarea riscurilor; 

• securitatea în aprovizionare; 

• creşterea eficienţei energetice; 

• diminuarea impactului asupra mediului; 

• utilizarea cu prioritate a resurselor energetice fosile şi regenerabile de 

care dispune România , dar cu tehnologii cu eficienţă ridicată. 

Ca finalitate s-au urmărit: 

Identificarea posibilităţilor de modificare, pe termen lung, a structurii 

producţiei de purtători de energie primară. În acest sens, este de remarcat că un 

mixt de purtători de energie primară cât mai diversificat este esenţial pentru 

realizarea unei securităţi energetice durabile, toţi combustibilii – mai ales în cazul 

României – trebuind a fi luaţi în considerare. Este totuşi de remarcat că tendinţele 

de depletare a rezervelor de hidrocarburi lichide şi gazoase trebuie înlocuite, fie 

prin extinderea folosirii surselor regenerabile, fie prin noi căi de import (mult 

discutatele proiecte Nabucco sau terminalul de LNG de la Constanţa), fie prin 

utilizarea gazelor din surse şi prin tehnologii neconvenţionale, fie prin combinarea 

acestora. Este însă greu să se facă o previziune asupra căilor care vor fi urmate, 

deoarece deciziile sunt politice, având în vedere multele implicaţii sociale, de 

mediu şi de politică externă pe care le incumbă. De aceea, studiul a analizat doar 

elementele economice, în mod special tendinţele privind preţul combustibililor. În 

acest sens, au rezultat următoarele: 

- Lignitul rămâne cel mai ieftin combustibil (raportat la unitatea de energie 

conţinută) comparativ cu ceilalţi combustibili în perioada analizată. El are însă 

marele dezavantaj al puterii calorice mici şi al impactului major şi multiplu asupra 

mediului; 

- Gazele naturale (mai ales componenta importată) se menţin drept cel mai 

scump combustibil, dar întrucât produc cel mai redus impact asupra mediului în 

comparaţie cu ceilalţi combustibili fosili reprezintă una dintre soluţiile viabile 

pentru dezvoltarea sustenabilă a economiei României; 

- Creşterea cererii pe plan mondial face ca un combustibil de bază, şi 

anume cărbunele energetic, să aibă o dinamică de creştere a preţului mai mare ca 

246


în trecut. De aceea, cărbunele energetic din import va costa între de două şi trei ori 

mai mult pe unitatea de energie decât lignitul indigen extras din unităţi 


va micşora contribuţia în mixtul combustibilului aferent economiei româneşti; 

- Eficienţa economică a utilizării acestor resurse se va diferenţia şi mai 


certificatelor de emisii de CO 2 pe bază de licitaţii, din 2013 (EU – ETS). 

Studierea tendinţelor şi modalităţilor pentru reducerea consumului de 

energie şi utilizarea eficientă a energiei pe întregul lanţ de transformări. Una 

dintre cele trei ţinte ale pachetului legislativ „energie – schimbări climatice” o 

reprezintă reducerea inteligentă, cu 20% la nivelul întregii Uniuni Europene prin 

eficientizare energetică a consumului de energie faţă de situaţia business as usual. 

Acest lucru este impus şi de tendinţa de creştere a UE şi – implicit, şi a României 

– a dependenţei de importuri de purtători energetici şi de necesitatea reducerii 

emisiilor de gaze cu efect de seră, deoarece eficienţa energetică şi conservarea 

energiei – prin răspunsul comportamental al consumatorului la provocările de 

mediu şi tendinţa de creştere a preţurilor – afectează în comun relaţia economiei 

cu mediul înconjurător. Studiul consideră că programele şi tehnologiile la nivel de 

cerere (demand response), ca şi măsurile de eficientizare a utilizării energiei, 

reprezintă împreună o soluţie viabilă în asigurarea unor noi opţiuni pentru 

consumatori în administrarea costurilor cu energia, asigurând furnizorilor noi 

opţiuni pentru o alimentare sigură cu energie la costuri rezonabile. Beneficiile 

unei asemenea abordări ar fi: o fiabilitate îmbunătăţită a sistemului, evitarea unor 

costuri, o eficienţă mai mare a pieţelor de energie, un management îmbunătăţit al 

surselor, un serviciu mai bun pentru consumator, creşterea competiţiei pe piaţă şi, 

evident, un impact negativ redus asupra mediului. În statele din UE şi din 

America de Nord, condiţiile crizei şi cele premergătoare acesteia au impulsionat 

dezvoltarea şi practicarea soluţiilor de folosire eficientă a energiei şi de demand 

response. Acestea au întâlnit noi provocări în condiţiile în care consumatorii şi-au 

schimbat poziţia devenind, în unele cazuri, producători şi de aceea utilităţile de 

electricitate au arătat un interes sporit în studierea şi implementarea programelor 

şi tehnologiilor de răspuns al cererii. În aceste condiţii, economia anuală de 

energie numai pentru energia electrică ar echivala la nivelul anului 2020 cu o 

valoare anuală de circa 985 de mil. de euro, care la o perioadă de recuperare de 

6,5 ani ar duce la un necesar investiţional în eficienţa energetică de circa 6,4 

miliarde de euro până în 2020. 

Impactul creşterii ponderii energiei din surse regenerabile asupra 

preţului energiei. Având în vedere structura acoperirii cu surse regenerabile 

considerată în cadrul Planului Naţional de Acţiune în domeniul Regenerabilelor, 

(apreciind preţul suplimentar al certificatelor verzi) duce prețul la producător la 

circa 72 euro/MWh la nivelul anului 2020. Situaţia este încă destul de fluidă 

247


întrucât numărul de certificate pentru fiecare MWh „verde” depinde de tipul 

tehnologiei de producere, iar „supracompensarea” încă mai poate fi invocată în 

unele cazuri. În plus, întrucât dezvoltările de proiecte pe surse regenerabile sunt 

majoritar private, neținând seama de studiile realizate anterior la nivelul UE şi 

constatând actualul „boom” eolian şi solar, este greu de apreciat cum vor fi 

modificate condiţiile de lucru ale pieţei certificatelor verzi. Oricum, studiul 

apreciază că cifra preţului la producător de 72 euro/MWh este plauzibilă. Date 

recente ale ANRE înaintează cifre ale creșterii preturilor energiei electrice ca 

urmare a utilizării surselor regenerabile cu 30% până în 2017, iar până în 2020 cu 

23-24%. Explicaţia este faptul că după 2017 se acordă mai puţine certificate verzi 

pentru evitarea supracompensării. Un studiu si mai recent, provenind tot de la 

ANRE, oferă mai multe amănunte în legătură cu creșterea graduală a acestui preț. 

La valori actuale uzuale de 47-50 euro/MWh, rezultă pentru 2020 nivel de 

67,80-70,80 euro/MWh, iar pentru 2018 și 2019, 68,48-71,46, respectiv 

68,13-71,13 euro/MWh, cifre foarte apropiate de valoarea de 72 euro/MWh 

avansată anterior. 

Impactul creşterii preţului la energie asupra inflaţiei şi asupra 

dinamicii consumului final. Întrucât nu se poate aprecia modul în care se 

realizează concesiunea diferitelor zăcăminte de hidrocarburi, ca şi deciziile 

politice privind realizarea suplimentării surselor prin exploatarea hidrocarburilor 

prin tehnologii neconvenţioanale, prezenta lucrare a studiat doar sectorul energiei 

electrice. Pentru acesta, s-au calculat – pe baza necesarului de putere instalată şi 

având în vedere retragerile din funcţiune a unor grupuri învechite – necesarul de 

investiţii la nivelul acestui sector. Se apreciază că necesarul de putere nouă ar 

duce la investiţii de circa 1.753 mil. euro între 2012 şi 2015, circa 7.084 mil. euro 

între 2016-2020, respectiv, circa 9.037 mil. euro între 2021 și 2025. Aceste valori 

importante vor avea, inevitabil, o influenţă asupra inflaţiei în intervalul 2012- 

2020. Studiul, pe baza unor ipoteze plauzibile privind schemele uzuale de 

finanţare a acestor investiţii, a analizat impactul lor asupra inflaţiei în acest 

interval. Trebuie remarcat că pentru a decela doar influenţa investiţiilor, nu s-au 

considerat aici şi creşterea așteptată a preţurilor combustibililor, analizată, ca 

tendinţă, separat. S-a ajuns la concluzia că pe întregul interval, aportul anual la 

IAPC (indicele armonizat al preţurilor la consumator) pe intervalul analizat 

variază între 0,25% şi 1,22%, cu o valoare anuală medie a investiţiilor, în ipoteza 

schemei de finanţare propuse, până la nivelul anului 2020 de 0,68% ca parte a 

valorii procentuale a acestuia. 

Impactul creşterii dependenţei economiei româneşti de import a 

purtătorilor de energie primară şi măsuri de atenuare a acestui fenomen. În 

legătură cu această problemă, studiul apreciază următoarele: 

248


- Având în vedere că în România balanţa energetică este dependentă de 


scăzută, şi pentru a se evita riscul de creştere necontrolată a dependenţei de 

importul de surse primare se apreciază că trebuie considerată ca ţintă, menţinerea 

soldului export-import în limita valorilor actuale. 

- Ca urmare a măsurilor de eficienţă energetică discutate, rata de creştere 

anuală a consumului de energie electrică este inferioară ratei de creştere a PIB, 

elasticitatea ritmului de creștere energie electrică/PIB fiind cuprinsă între 0,6 şi 

0,7, având în vedere că dezvoltarea economică necesită creşterea productivităţii 

care se realizează în principal prin electrificare şi informatizare. 

- Ritmul de creştere anuală a consumului de energie electrică este mai mare 

faţă de cel al energiei primare, ceea ce arată creşterea ponderii energiei electrice 

faţă de utilizarea directă a celorlalţi purtători de energie. 

- Elasticitatea creşterii energie electrică/energie primară este în medie 



utilizării energiei. 

- Pe fondul reducerii rezervelor de purtători primari de energie, analizele 

de optimizare a dezvoltării sectorului energiei trebuie să releve următoarele 

elemente prioritare ca soluţii pentru menţinerea dependenţei de import în limite 

acceptabile: 

a) utilizarea cu prioritate a resurselor energetice din ţară – în special a 

celor fosile – cărbune şi hidrocarburi, dar în capacităţi de prelucrare cu tehnologii 

de înaltă eficienţă pentru a extinde durata lor de epuizare; 

b) continuarea amenajării potenţialului hidroenergetic naţional atât pentru 

producerea energiei electrice, cât şi pentru utilizări complexe; 

c) continuarea programului nuclear în condiţii de înaltă securitate; 

d) utilizarea surselor regenerabile de energie în capacităţi eficiente, fără a 


siguranţa sistemului electro-energetic (de centralele electrice eoliene); 

e) diversificarea importurilor de energie primară (surse şi rute de 

transport) şi menţinerea dependenţei de aceste importuri la un nivel acceptabil 

(probabil 30-35%); 

f) măsuri severe pentru protecţia mediului. 

Totodată, studiul realizează o prognoză a structurii mixtului de purtători 

energetici primari, pe care, apoi, se bazează în analiza dezvoltării sectorului 

energiei electrice şi în aprecierea variaţiei în viitor a preţurilor acestor purtători. 

Concluzia clară în această privinţă este că preţurile vor creşte semnificativ, iar 

economia naţională va trebui să găsească soluţii de absorbţie a acestor şocuri. 

249


Rolul programului energetic nuclear în cadrul acţiunilor de diminuare 

a tendinţei de accentuare a dependenţei de importuri a purtătorilor de energie. 

Studiul consideră că un program nuclear echilibrat şi sigur poate fi una dintre 

soluţiile viabile atât în reducerea dependenţei de importuri, cât şi în cea de 

diminuare a emisiilor de gaze cu efect de seră. Proiectele nucleare sunt investiţii 

pe termen lung, cu termen de realizare de circa 10-12 ani (din momentul luării 

deciziei până la punerea în funcțiune a obiectivului). Ca urmare a intensităţii 

ridicate de capital în faza de construcţie, a riscului politic şi de reglementare, 

alături de percepţia publicului privind securitatea nucleară, precum şi riscul 

întârzierilor în faza de construcţie, aceste proiecte se confruntă cu mari dificultăţi 

în finanţare. Cheia succesului constă în bancabilitatea proiectelor noi nucleare 

care se fundamentează pe mai mulţi factori precum: climatul politic, configuraţia 

pieţei de electricitate, securitatea energetică, reglementări în domeniul securităţii 

nucleare, politica de management a deşeurilor radioactive şi legislaţia în domeniul 

răspunderii civile în caz de accident nuclear. Toţi acești factori, alături de un 

climat legislativ prietenos pentru toate tehnologiile cu emisii reduse de carbon, 

pentru o competiţie reală între tehnologiile energetice, vor juca un rol determinant 

în următoarele decenii. Din toate aceste motive, studiul a luat în considerare 

apariţia grupurilor 3 şi 4 de la Cernavodă – şi efectele investiţiilor aferente – abia 

după borna temporală 2020. 

Luând în considerare toate cele de mai sus, studiul încearcă să sugereze un 

set de politici energetice care ar ajuta sectorul energetic românesc să-şi 

îndeplinească rolul şi să se dezvolte în condiţiile impuse de cadrul legislativ 

european. Autorii studiului, alături de alţi specialişti în domeniu, consideră că 

România ar trebui să realizeze cât de curând o strategie energetică adaptată 

imperativelor momentului: criza economică şi financiară, competiţia proiectelor 

transfrontaliere de hidrocarburi, penetrarea energiilor regenerabile, stabilirea 

poziţiilor politice ferme în legătură cu noile descoperiri de hidrocarburi şi cu noile 

tehnologii neconvenţionale, repoziționări în penetrarea capitalului investiţional 

din ţări asiatice, perspective de cuplare a pieţelor de electricitate, transpunerea 

acquis-ului comunitar şi în special a celui de-al treilea Pachet Legislativ în 

domeniul Energiei, clarificarea acţiunilor din programul nuclear după incidentul 

Fukushima etc. Din nefericire, se întârzie luarea deciziilor care să permită un 

cadru care să răspundă acestor provocări şi, de aceea, dezvoltarea sustenabilă a 

sectorului energiei rămâne încă un deziderat îndepărtat. Necesităţile sunt mari, aşa 

cum se arată şi în cadrul studiului, dar nerezolvarea dezechilibrelor care se 

manifestă în prezent în dezvoltarea sectorului energetic naţional, dacă nu sunt 

rezolvate, se vor acutiza şi vor conduce la dezechilibre majore în economia 

naţională. De aceea, în cadrul unui întreg capitol, se prezintă o serie de propuneri 

de politici energetice care ar trebui aplicate imediat pentru remedierea acestei 

situaţii. Dintre ele, cele mai urgente se referă la accelerarea atragerii de finanțări 

250


private străine şi autohtone, unele se referă la aspecte instituţionale şi 

administrative (înfiinţarea unui minister al energiei, realizarea unor strategii 

integrate energie-mediu), altele abordează programe specifice cum ar fi cel 

nuclear sau cel de eficienţă energetică (în mod special, cel de modernizare termică 

a locuinţelor) şi cel de utilizare şi eficientizare a cogenerării şi alimentării 

centralizate cu căldură, iar altele propun adâncirea analizei prin realizarea de 

studii complexe care să înarmeze decidenţii cu soluţii viabile (privatizare sau 

numai management privat, poziţia faţă de tehnologiile neconvenţionale de 

extragere a hidrocarburilor etc.). 

În final, autorii apreciază că prezentul studiu răspunde la o serie de 

întrebări esenţiale ale dezvoltării sectorului energetic românesc. El constituie, 

totodată, un semnal pentru decidenţi având în vedere necesarul de investiţii al 

domeniului energiei electrice până în 2020 şi după, indicând efectele pe care 

aceste investiţii le vor avea asupra economiei naţionale prin impactul asupra 

produsului intern brut, dar şi asupra inflaţiei viitoare. Se vede că principalele 

provocări sunt legate de atingerea obiectivelor pachetului legislativ energiemediu, 

de tendinţa de creştere a dependenţei de importuri de purtători energetici 

prin depletarea zăcămintelor autohtone, creşterea inevitabilă a preţurilor acestor 

purtători, de necesitatea de generare şi atragere de capital pentru acoperirea 

necesarului de investiţii în sector şi de adaptarea pieţelor de electricitate şi gaze la 

imperativele pieţei interne europene. Pentru a lămuri unele aspecte colaterale şi 

pentru a prezenta ipoteze şi elemente de calcul necesare înţelegerii corpului 

lucrării, studiul încorporează şi o serie de anexe justificative. 

În încheiere, se vor recapitula sumar principalele răspunsuri pe care acest 

studiu a încercat să le dea problemelor puse de Comisia Naţională de Prognoză 

prin Termenii de Referinţă: 

a) Investiţiile în sectorul energiei electrice sunt absolut necesare, fără ele 

dependenţa de importuri de electricitate fiind nesuportabilă de economia 

românească. De altfel, dacă nu s-ar realiza, ar trebui întărite interconexiunile cu 

ţările vecine pentru a importa deficitul de producție indigenă, ceea ce ar însemna 

din nou investiții. În plus, acest surplus de putere de care este nevoie pentru 

economia noastră, va trebui disponibilizat în regiune, ceea ce nu este deloc sigur, 

într-o regiune în care doar regiunea Kosovo şi tara noastră mai au încă excedent 

de putere la vârf, dar nu pentru mult timp. 

b) De altfel, dilema investiţii în energie, respectiv în alte ramuri nu este 

corectă. Fără energie, România nu-şi va putea dezvolta ramurile economiei, iar 

dependenţa de importuri poate deveni împovărătoare. Rămâne atunci întrebarea: 

în ce subramură a energiei să investim Autorii studiului consideră că – aşa cum 

s-a arătat în capitolul 6 – eficienţa energetică este prioritară. De aceea, 

implementarea noii Directive privind eficienţa energetică în contextul reducerii 

251


consumului final cu 20% faţă de situaţia business-as-usual este salutară pentru 

România. În rest, mixtul de combustibil al economiei româneşti trebuie să rămână 

diversificat, iar câteva elemente dependente de deciziile politice pot modifica 

dramatic situaţia actuală: noile descoperiri de hidrocarburi lichide şi gazoase din 

Marea Neagră, precum şi explorarea şi exploatarea zăcămintelor de aşa-numitul 

„gaz de şist”, respectiv obţinut prin tehnologii neconvenţionale, pot ajuta 

reducerea substanţială a importurilor. 

c) Necesarul de investiţii pentru sectorul energiei electrice este de cca. 

1.750 de mil. de euro pentru perioada 2012-2015, circa 7.084 de mil. de euro 

pentru intervalul 2016-2020 şi de circa 9040 mil Euro pentru perioada 2021-2025. 

Investiţiile din întreaga economie pentru proiectele de eficienţă energetică, 

investiții care să ducă la o economie de energie la consumator de 20% la nivelul 

anului 2020 vor ajunge la o valoare probabilă de circa 6,4 mld. de euro. 

d) Realizarea acestor investiţii va duce la o creştere procentuală a valorii 

adăugate brute (VAB) în intervalul 2012-2020, cu valori cuprinse între 0,16% şi 

2,16%, în funcţie de participarea economiei româneşti la realizarea obiectivelor 

energetice (prin construcţii-montaj şi echipamente), respectiv o creștere procentuală 

a PIB de circa 4,6%. 

e) Partea mai neplăcută o reprezintă efectul asupra preţului energiei şi, 

implicit, asupra inflaţiei. Acest impact este cel mai probabil în jurul valorii de 

0,68% la nivelul anului 2020. Trebuie precizat că această cifră nu conţine 

influenţa variaţiei preţurilor agenţilor primari, ci doar efectul noilor investiţii până 

în 2020. 

Pentru a se putea justifica anumite ipoteze luate în considerare în cadrul 

studiului și pentru lămurirea unor aspecte mai puțin evidente, lucrarea conține 

suplimentar și un număr de 14 anexe. Deși ele fac parte integrantă din lucrare, 

studiul în sine se poate parcurge independent și, numai în cazul în care se simte 

nevoia adâncirii unor anumite elemente, se poate apela la explicațiile din anexe. 

252

ISBN 978-973-709-625-8

Impactul InvestiÈiilor din Domeniul Energetic - Facultatea de ...

You also want an ePaper? Increase the reach of your titles

Delete template?

Save as template?

Impactul InvestiÈiilor din Domeniul Energetic - Facultatea de ...