HOTĂRÂRE nr. 943 din 5 noiembrie 2020pentru aprobarea măsurilor privind nivelul de siguranță și securitate în funcționare a Sistemului electroenergetic național, precum și a măsurilor în legătură cu realizarea stocurilor de siguranță ale Sistemului electroenergetic național în ceea ce privește combustibilii și volumul de apă din lacurile de acumulare pentru perioada noiembrie 2020-martie 2021
EMITENT
  • GUVERNUL ROMÂNIEI
  • Publicat în  MONITORUL OFICIAL nr. 1064 din 11 noiembrie 2020



    În temeiul art. 108 din Constituția României, republicată, și al art. 6 lit. o) din Legea energiei electrice și a gazelor naturale nr. 123/2012, cu modificările și completările ulterioare, Guvernul României adoptă prezenta hotărâre.  +  Articolul 1(1) Se constituie Comandamentul energetic de iarnă, având, în principal, următoarele obiective:a) monitorizarea funcționării Sistemului electroenergetic național și a Sistemului național de transport al gazelor naturale în perioada noiembrie 2020-martie 2021;b) identificarea situațiilor de disfuncționalitate ce pot apărea în sectorul de energie și în cel de gaze naturale în perioada noiembrie 2020-martie 2021 și stabilirea măsurilor operative, altele decât cele administrative, privind nivelul de siguranță și securitate în funcționarea Sistemului electroenergetic național și a Sistemului național de transport al gazelor naturale, precum și a măsurilor operative privind stocurile de combustibil;c) informarea Guvernului, ori de câte ori situația o va impune, asupra măsurilor prevăzute la lit. b), precum și a problemelor ce nu pot fi soluționate în cadrul Comandamentului energetic de iarnă.(2) Măsurile aprobate prin prezenta hotărâre sunt în temeiul art. 6 lit. o) din Legea energiei electrice și a gazelor naturale nr. 123/2012, cu modificările și completările ulterioare, sunt în competența autorităților și instituțiilor publice competente în domeniul energiei, nominalizate în cadrul Comandamentului energetic de iarnă.  +  Articolul 2Comandamentul energetic de iarnă se compune din reprezentanți ai instituțiilor și autorităților publice competente în domeniul energiei, precum și operatori economici din sectorul energiei electrice și al gazelor naturale, nominalizați în anexa nr. 1.  +  Articolul 3(1) Componența nominală a Comandamentului energetic de iarnă se stabilește prin ordin al ministrului economiei, energiei și mediului de afaceri în termen de 15 zile de la data intrării în vigoare a prezentei hotărâri. (2) Fiecare structură din componența Comandamentului energetic de iarnă comunică Ministerului Economiei, Energiei și Mediului de Afaceri reprezentanții nominalizați în termen de 5 zile de la data intrării în vigoare a prezentei hotărâri.  +  Articolul 4Se aprobă analiza estimativă și măsurile privind funcționarea Sistemului electroenergetic național în perioada noiembrie 2020-martie 2021, prevăzute în anexa nr. 2.  +  Articolul 5Anexele nr. 1 și 2 fac parte integrantă din prezenta hotărâre.
    PRIM-MINISTRU
    LUDOVIC ORBAN
    Contrasemnează:
    p. Ministrul economiei, energiei și mediului de afaceri,
    Daniela Nicolescu,
    secretar de stat
    p. Ministrul lucrărilor publice, dezvoltării și administrației,
    Augustin-Cătălin Iapă,
    secretar de stat
    Ministrul mediului, apelor și pădurilor,
    Mircea Fechet
    București, 5 noiembrie 2020.Nr. 943.  +  Anexa nr. 1
    COMPONENȚA
    Comandamentului energetic de iarnă
    Ministerul Economiei, Energiei și Mediului de AfaceriMinisterul Lucrărilor Publice, Dezvoltării și AdministrațieiAutoritatea Națională de Reglementare în Domeniul EnergieiMinisterul Mediului, Apelor și PădurilorAdministrația Națională Apele RomâneOperatorii de transport și sistem: Compania Națională de Transport al Energiei Electrice „Transelectrica“ - S.A. Societatea Națională de Transport Gaze Naturale „Transgaz“ - S.A. MediașOperatori economici din sectorul energie și gaze naturale: Societatea de Producere a Energiei Electrice în Hidrocentrale „Hidroelectrica“ - S.A. Societatea Națională „Nuclearelectrica“ - S.A. Societatea Complexul Energetic Oltenia - S.A. Societatea Complexul Energetic Hunedoara - S.A. Societatea Electrocentrale București - S.A. Societatea Națională de Gaze Naturale „Romgaz“ - S.A. Societatea OMV Petrom - S.A. Societatea Energetică Electrica - S.A. București Societatea E-Distribuție Muntenia - S.A. Societatea Distribuție Oltenia - S.A. Societatea DelgazGrid - S.A. Societatea E-ON Gaz Furnizare - S.A. Societatea Engie - S.A. Societatea Operatorul Pieței de Energie Electrică și de Gaze Naturale Opcom - S.A.
     +  Anexa nr. 2
    ANALIZA ESTIMATIVĂ ȘI MĂSURILE
    privind funcționarea Sistemului electroenergetic național în perioada noiembrie 2020-martie 2021
    Prezentul document are ca obiective principale evaluarea consumului intern de energie electrică și termică în cogenerare al țării în perioada noiembrie 2020-martie 2021, pentru satisfacerea acestuia în condiții de calitate și siguranță în alimentare și funcționare sigură și stabilă a Sistemului electroenergetic național (denumit în continuare SEN), stabilirea resurselor energetice necesare, precum și evaluarea resurselor financiare aferente.A. Estimarea balanței producție - consum de energie electrică și termică în cogenerare pentru perioada noiembrie 2020-martie 2021 A1. Consumul brut de energieÎn perioada noiembrie 2019-martie 2020, temperaturile medii înregistrate au fost mai mari decât mediile lunare multianuale în tot intervalul, iarna 2019-2020 fiind mult mai caldă decât în mod normal. Cea mai mare abatere față de temperatura medie multianuală s-a înregistrat în noiembrie, respectiv o temperatură mai mare cu 4,9°C. Tabelul nr. 1 - Valorile medii lunare ale temperaturilor înregistrate în ultimii 5 ani în lunile de iarnă și norma climatologică standard [°C]
    NormaLuna/Anul20152016201720182019
    3,8Noiembrie73,554,78,7
    –0,8Decembrie2,8–21,5–0,82,3
    –2,1Ianuarie0,1–2,3–60–2,1
    –1Februarie144,70,5–0,71,5
    3,5Martie5,63,56,92,46,4
    Tabelul nr. 2 - Valorile consumului intern brut de energie electrică realizate în ultimii 6 ani în lunile de iarnă [GWh]
    Luna/Anul201520162017201820192020
    Noiembrie501952585277534050915195 ^p
    Decembrie524256385502573353915500 ^p
    Ianuarie555156305896567158195593
    Februarie497949715177531351785141
    Martie517651355204576952665093
    Tabelul nr. 3 - Valorile consumului, producțiilor la vârf și temperaturilor realizate în perioada noiembrie 2019-martie 2020
    LunaNoiembrie 2019Decembrie 2019Ianuarie 2020Februarie 2020Martie 2020
    Consumul intern brut de energie electrică[GWh]5.0915.3915.5935.1415.093
    Vârful maxim valoare medie orară[MW]8.9169.1549.3358.9638.560
    Temperatura medie lunară realizată[°C]8,72,3–0,72,95,8
    Temperatura medie lunară, norma climatologică [°C]3,8–0,8–2,1–13,5
    Abaterea față norma climatologică standard[°C]4,93,11,43,92,3
    Vârful maxim de producție[MW]9.3059.1019.5599.0079.052
    Pentru estimarea consumului brut de energie electrică al țării aferent perioadei noiembrie 2020-martie 2021, ținând cont că există, în continuare, un nivel ridicat de incertitudine privind evoluția economică din țara noastră și a pandemiei de coronavirus, precum și al prognozelor meteorologice cu orizont mediu și mare de timp, Dispecerul Energetic Național (denumit în continuare DEN) a prognozat un scenariu similar perioadei noiembrie 2019-martie 2020 actualizat prin corecții pe baza influenței temperaturilor medii lunare. Prin urmare, DEN a considerat o creștere a mediei consumului intern brut de energie electrică cu cca 1,5% față de valorile înregistrate în perioada similară a anului anterior.Pentru aceeași perioadă, respectiv noiembrie 2020-martie 2021, Comisia Națională de Strategie și Prognoză (denumită în continuare CNSP) a prognozat un consum mediu cu 3,1% mai mic decât valorile înregistrate în perioada similară a anului precedent.Având în vederea evoluția consumului de energie electrică de la începutul pandemiei de coronavirus și până în prezent, la elaborarea balanței producție-consum de energie electrică, Departamentul pentru Energie din cadrul Ministerului Economiei, Energiei și Mediului de Afaceri (denumit în continuare MEEMA) a luat în considerare un nivel al consumului de energie electrică similar cu cel realizat în perioada de iarnă 2019-2020. Tabelul nr. 4 - Consumul intern de energie electrică - valori estimate - medii lunare
    LunaNoiembrie 2020Decembrie2020Ianuarie2021Februarie2021Martie2021
    Prognoză DEN[GWh]5.1955.5005.6505.1155.245
    Prognoză CNSP[GWh]4.8555.1705.3904.9955.095
    Realizat [GWh]noiembrie 2019 - martie 20205.0915.3915.5935.1415.093
    A2. Producția de energie electrică și termică în cogenerareÎn cadrul balanței de energii estimate pentru perioada noiembrie 2020-martie 2021 au fost incluși producătorii de energie electrică și producătorii de energie electrică și termică în cogenerare cu unități dispecerizabile și o parte dintre producătorii de energie electrică și termică în cogenerare aferenți unităților administrativ-teritoriale.Producțiile estimate și comunicate de producătorii clasici de energie electrică și de energie electrică și termică în cogenerare s-au bazat pe bugetele de venituri și cheltuieli aprobate, respectiv pe contractele de vânzare a energiei electrice aflate în derulare sau care se estimează a fi încheiate.Pentru producțiile aferente centralelor electrice din surse regenerabile s-au estimat valori similare cu cele din sezonul anterior în centralele eoliene, fotovoltaice și în cele care funcționează pe biomasă.A3. Soldul de schimb de energie electricăPornind de la evoluția schimburilor transfrontaliere din ultimul an în ceea ce privește soldul import-export pentru perioada noiembrie 2020-martie 2021, DEN a estimat un sold de import pentru fiecare lună. Comisia Națională de Strategie și Prognoză a estimat, de asemenea, un sold de import pentru întreaga perioadă.Tabelul nr. 5 - Valorile soldului de schimb export-import, respectiv „+“ pentru import; „–“ pentru export
    Sold export-import[GWh]Noiembrie2019Decembrie2019Ianuarie2020Februarie2020Martie2020Cumulat
    EstimareDEN150150200200250950
    CNSP2252352651901751.090
    Având în vedere că scenariul prognozat de DEN prevede o creștere a mediei consumului intern brut de energie electrică cu cca 1,5% față de valorile înregistrate în perioada similară anului anterior, creștere care, în condițiile pandemiei, este posibil să nu se realizeze, există posibilitatea ca importul de energie electrică să nu fie necesar pentru acoperirea consumurilor de energie electrică pe toate intervalele de tranzacționare. Acest lucru nu înseamnă însă neapărat că importurile vor fi mai reduse, acestea putând să se realizeze la nivelul prognozat sau chiar mai mare, în condițiile unui preț mai mic din exterior față de prețul energiei produse în țară.
    A4. Balanța producție internă - consumul intern - soldul de schimb de energie electricăTabelul nr. 6 - Balanța producție - consum de energie electrică
    Producția și consumul brut de energie electricăProducția și consumul brut de energie electricăPrognoza valorilor medii lunare pentru perioadanoiembrie 2020-martie 2021
    UMNoiembrie 2020Decembrie 2020Ianuarie2021Februarie2021Martie2021Cumulat
    TOTAL PRODUCȚIE S.E.N. PROGNOZATĂmii MWh5.196,3955.515,6895.223,8565.158,1515.426,61926.520,709
    MW7.217,2157.413,5617.021,3117.675,8207.293,8427.318,077
    CĂRBUNEmii MWh948,2661.013,816882,937838,068872,6284.555,715
    MW1.317,0361.362,6561.186,7431.247,1251.172,8871.257,096
    HIDROCARBURI*mii MWh1.323,9691.456,5531.460,5751.322,2671.080,0766.643,439
    MW1.838,8451.957,7331.963,1381.967,6591.451,7151.833,179
    NUCLEARmii MWh1.010,1601.045,3201.042,344942,8161.043,9155.084,555
    MW1.403,0001.405,0001.401,0001.403,0001.403,1121.403,023
    SURSE REGENERABILEdin caremii MWh1.914,0002.000,0001.838,0002.055,0002.430,00010.237,000
    MW2.658,3332.688,1722.470,4303.058,0363.266,1292.824,779
    în centrale hidroelectrice**mii MWh1.041,0001.142,0001.073,0001.100,0001.387,0005.743,000
    MW1.445,8331.534,9461.442,2041.636,9051.864,2471.584,713
    în centrale eolienemii MWh770,000756,000639,000808,000854,0003.827,000
    MW1.069,4441.016,129858,8711.202,3811.147,8491.056,015
    în centrale fotovoltaicemii MWh62,00064,00081,000103,000147,000457,000
    MW86,11186,022108,871153,274197,581126,104
    în centrale pe biomasă mii MWh41,00038,00045,00044,00042,000210,000
    MW56,94451,07560,48465,47656,45257,947
    CONSUM BRUT ȚARĂ*** mii MWh5.091,0005.391,0005.593,0004.963,0005.093,00026.309,000
    MW7.070,8337.245,9687.517,4737.130,7476.845,4307.163,103
    ACOPERIRE CONSUM BRUT ȚARĂ***mii MWh105,395124,689–369,144195,151333,619211,709
    MW146,382167,593–496,161280,389448,41358,034
    * Inclusiv valorile aferente puterilor medii maxime lunare ce pot fi atinse în funcție de parametrii atmosferici, la centralele la care, în scenariul de acoperire a vârfului de sarcină, producția acestora este zero. ** Valorile includ și producția aferentă autoproducătorilor, precum și a centralelor de la Porțile de Fier I și II. În funcție de evoluția situației hidrologice, valorile pot suferi modificări.*** În ipoteza MEEMA.
    Cumulat pentru perioada noiembrie 2020-martie 2021 se constată că valorile producției de energie electrică prognozate de producători a fi realizate în intervalul de referință sunt relativ apropiate de valorile de consum estimate. Analizând valorile estimative medii lunare și având în vedere evoluția producției interne de energie electrică din iernile a anterioare, se constată că închiderea balanței producție - consum va fi sensibil influențată de producțiile din surse regenerabile și că, în condiții meteorologice deosebite, pot exista perioade de neacoperire a vârfurilor de consum de energie electrică din producția internă, în special în luna ianuarie 2021.
    A5. Balanța producție - consum la vârful de sarcinăPentru vârfurile de sarcină previzionate pentru iarna 2020-2021, DEN a luat în considerare două scenarii privind adecvanța SEN, respectiv acoperirea consumului intern de energie electrică la vârful de sarcină, într-un scenariu moderat și unul pesimist, conform tabelului nr. 7.În evaluarea scenariilor s-au luat în considerare două ipoteze, pesimist și moderat, astfel:a) condiții meteorologice deosebite, caracterizate de 7 ÷ 10 zile geroase, cu temperaturi negative cuprinse între –15°C ÷ –20°C, care conduc la lipsa producției în centralele electrice eoliene în scenariul pesimist, respectiv la o producție scăzută, de 500 MW, în scenariul moderat;b) consumul mediu orar maxim prognozat de 9.700 MW, în scenariul pesimist, și de 9.500 MW, în scenariul moderat, considerat la vârful de consum de seară, când producția în centralele electrice fotovoltaice este nulă;c) soldul schimburilor externe ale SEN, având în vedere contextul actual, s-a considerat în analiza de acoperire a sarcinii fără valori de export de energie electrică. Soldul SEN a devenit predominant de import, mai ales în condițiile și ipotezele acoperitoare din punctul de vedere al riscului, luate în calcul. Astfel, pentru scenariul pesimist s-a evaluat un sold comercial egal cu zero, iar pentru scenariul moderat s-a luat în calcul un sold de import de 500 MW. Din punctul de vedere al Rețelei electrice de transport, capacitatea maximă de transfer de interconexiune pentru sezonul rece se va situa în jurul valorilor medii de 2.000 MW la export, respectiv de 2.200 MW la import.A fost analizată fiecare centrală electrică clasică pentru a i se determina structura de producție și capabilitatea de a participa la acoperirea consumului, la asigurarea rezervelor tehnologice de sistem - rezerva terțiară lentă, rezerva terțiară rapidă și banda de reglaj secundar. Au fost luate în considerare doar grupurile disponibile din punct de vedere tehnic, nu și grupurile care sunt indisponibile de lungă durată, din motive tehnice, comerciale și de mediu.În ceea ce privește grupurile energetice funcționând pe gaze naturale, față de anii precedenți, nu s-a mai considerat ipoteza lipsei gazelor naturale în condițiile meteorologice specifice scenariilor evaluate, având în vedere nivelul de funcționalitate atins de piața gazelor naturale, dezvoltarea sistemului de înmagazinare și experiența iernii trecute.Tabelul nr. 7 - Balanța prognozată producție - consum de energie electrică pentru vârful de sarcină  +  Scenariul moderat
    Total, [MW]Producție 9.550Rezervă 1.960
    din care
    cărbune2.2501.300
    hidrocarburi2.000160
    hidro3.400500
    nuclear1.4000
    eoliene5000
    fotovoltaice00
    Consum intern9.500-
    Sold export (–) import (+) 500500-
    Diferența care se acoperă din rezervă–50
    Rezerva rămasă2.510
    Necesar rezervă minimă funcționare1.000
    Excedent (+) / Deficit (–) de rezervă în SEN pentru sold import 5001.510
     +  Scenariul pesimist
    Total, [MW]Producție8.220Rezervă1.980
    din care
    cărbune2.3201.10
    hidrocarburi2.00016
    hidro2.500700
    nuclear1.4000
    eoliene00
    fotovoltaice00
    Consum intern9.700-
    Sold export (–) import (+) 00-
    Diferența care se acoperă din rezervă1.480
    Rezerva rămasă500
    Necesar rezervă minimă funcționare1.000
    Excedent (+)/Deficit (–) de rezervă în SEN pentru sold 0–500
    Se constată că în ambele scenarii curba de sarcină se poate acoperi din producția internă și din importul de energie electrică. În scenariul moderat nu apar probleme de adecvanță, pe lângă acoperirea curbei de consum rămânând o rezervă în sistem acceptabilă. În scenariul pesimist, acoperirea curbei de consum nu este afectată, dar volumul rezervei din sistem se diminuează la o valoare de cel mult 500 MW, sub valoarea necesară de 1.000 MW.
    A6. Producția de energie termică a principalilor furnizori de căldură, producători de energie termică în cogenerareÎn cazul energiei termice, estimările primite din partea centralelor care furnizează agent termic pentru populație, producători de energie electrică în cogenerare, acoperă un consum mediu de energie termică de 6,8 mil Gcal. Tabelul nr. 8 - Prognoza producției de energie termică pentru a fi livrată în principalele centrale termoelectrice și termice
    Producția de energie termică Noiembrie 2020-martie 2021
    Noiembrie 2020Decembrie 2020Ianuarie 2021Februarie 2021Martie 2021
    [mii Gcal] 1.142,9391.537,6711.633,8461.298,9971.182,994
    A7. Estimarea balanței stocurilor de combustibili și volumele de apă din principalele acumulări energetice pentru perioada noiembrie 2020-martie 2021A7.1. CombustibiliAvând în vedere stocurile necesar a fi constituite conform reglementărilor în vigoare, precum și cantitățile de energie electrică și energie termică în cogenerare prognozate a fi produse în intervalul noiembrie 2020 - martie 2021, de 26.520 mii MWh și, respectiv, 6,8 mil. Gcal, achiziția, consumul și stocurile de combustibili la finele lunilor de analiză sunt estimate după cum urmează în tabelul următor:Tabelul nr. 9 - Estimarea privind achiziția și consumul de combustibili în principalele centrale termoelectrice și termice
    Achiziția și consumul de combustibiliU.M.Noiembrie 2020Decembrie 2020Ianuarie 2021Februarie 2021Martie 2021Cumulat
    Achiziții de combustibili
    Cărbunemii tone1.442,2071.219,2631.151,3351.267,961.476,3356.557,1
    Gazemil. mc214,8265,8278,6233,8225,11.218,0
    Păcurămii tone10,50001,5
    Biomasămii tcc7,7007,7007,7007,7007,70038,500
    Consum de combustibili
    Cărbune - inclusiv din importmii tone 1.505,31.588,81.414,71.347,41.408,77.264,9
    Gazemil. mc 327,3382,9392,7341,5264,51.709,0
    Păcurămii tone 0,2273,5143,8442,1890,2169,991
    Biomasămii tcc7,5008,8008,6008,7007,40041,000
    A7.2. Volumul de apă din principalele lacuri de amenajareÎn baza prognozei meteorologice elaborate de Administrația Națională de Meteorologie și a prognozei hidrologice realizate de Institutul Național de Hidrologie și Gospodărire a Apelor, Administrația Națională „Apele Române“ (denumită în continuare ANAR), în calitate de administrator al apelor din domeniul public al statului, a elaborat Prognoza valorilor minimale ale stocurilor de apă din principalele lacuri de acumulare pentru perioada noiembrie 2020-martie 2021. Analizând estimările ANAR și ținând cont de faptul că prognozele elaborate pe o perioadă lungă de timp sunt caracterizate printr-un grad redus de realizare, rezervele de apă din principalele lacuri de amenajare au fost estimate luând în considerare asigurarea în mod continuu a cerințelor de apă pentru populație și a altor cerințe social-economice esențiale, precum și necesarul resursei hidro în balanța producției - consum de energie electrică. În tabelul următor sunt prezentate volumele minimale de apă, corespunzătoare sfârșitului de lună, în principalele acumulări energetice.Tabelul nr. 10 - Rezervele de apă corespunzătoare sfârșitului de lună
    PerioadaNoiembrie 2020Decembrie 2020Ianuarie 2021Februarie 2021Martie 2021
    Acumulări energeticeV_NNRV_brutc.u.V_brutc.u.V_brutc.u.V_brutc.u.V_brutc.u.
    Bazin hidrografic (B.H.)mil. mcmil. mc%mil. mc%mil. mc%mil. mc%mil. mc%
    Vidraru (B.H. Argeș)450,63157030668287642625824053
    Izvorul Muntelui (B.H. Bistrița)1.122,04964434831291262292022720
    Vidra (B.H. Lotru)340,3191561905618354150449026
    Fântânele (B.H. Someș)212,9140661135311253100478741
    Drăgan (B.H. Crișul Repede)112,068615448544852464641
    Oașa (B.H. Sebeș)123,174605545534352424839
    Valea lui Iovan (B.H. Cerna)120,080676958655456474840
    Gura Apelor (B.H. Râul Mare)165,275455332503039243421
    Siriu (B.H. Buzău)68,341604059395733483044
    Poiana Mărului (B.H. Bistra Mărului)90,065724853465139433134
    Pecineagu (B.H. Dâmbovița)63,030483048304830483048
    Râușor (B.H. Târgului)52,336693363336332613057
    V_NNR = volumul brut corespunzător nivelului normal de retenție.c.u. = coeficient de umplere corespunzător volumelor brute.
    A8. StocuriTabelul nr. 11 - Stocurile estimate a fi constituite până la nivelul lunii noiembrie 2020
    Cărbunemii tone1.315,2*
    Păcurămii tone22,8
    Gaze naturalemii MWh20.542**
    Rezerva de energie echivalentă în principalele lacurimii MWh2.000***
    * Inclusiv cărbune din import. ** Conform Deciziei președintelui Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 675/2020*) privind stabilirea nivelului stocului minim de gaze naturale pe care fiecare titular al licenței de furnizare a gazelor naturale are obligația de a-l constitui în depozitele de înmagazinare subterană până la data de 31 octombrie 2020.*) Decizia președintelui Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 675/2020 nu a fost publicată în Monitorul Oficial al României, Partea I.*** Media ultimilor 5 ani.
    Tabelul nr. 12 - Estimarea evoluției stocurilor de combustibil la sfârșitul fiecărei luni
    Stoc de combustibili[mii tone]Noiembrie 2020Decembrie 2020Ianuarie 2021Februarie 2021Martie 2021
    Cărbune1.274,1942,0601,5524,4580,8
    Păcură23,620,517,014,814,5
    Biomasă7,26,15,24,24,5
    Tabelul nr. 13 - Valorile minime ale energiei echivalente și gradul de umplere în marile lacuri de acumulare la sfârșitul fiecărei luni
    Energie echivalentă [mii MWh]Octombrie 2020Noiembrie 2020Decembrie 2020Ianuarie 2021Februarie 2021Martie 2021
    1.6701.5611.2711.167954734
    Coeficient de umplere* [%]54,349,438,835,028,423,2
    * Corespunzător volumelor utile.
    Operatorul economic producător de energie electrică în hidrocentrale are obligația de a monitoriza permanent nivelul stocurilor de apă, astfel încât să asigure în lacurile de acumulare, la sfârșitul fiecărei luni, o rezervă de energie mai mare sau cel puțin egală cu cea din tabelul nr. 13.Prin exploatarea centralelor hidroelectrice, operatorul economic producător de energie electrică în hidrocentrale va urmări ca valorile volumelor de apă din amenajările hidroenergetice să se încadreze în Programele de exploatare a principalelor lacuri de acumulare ce vor fi elaborate lunar de către ANAR și reactualizate în cazul producerii unor modificări majore ale regimului hidrologic, în scopul satisfacerii cu prioritate a cerințelor de apă pentru populație și a altor cerințe social-economice esențiale. În cazul unui deficit hidrologic accentuat, la solicitarea Comandamentului energetic de iarnă se vor conveni măsurile necesare astfel încât să nu fie pusă în pericol funcționarea sigură și stabilă a Sistemului electroenergetic național, în urma unor analize cu toți factorii implicați.
    B. Măsuri pentru derularea în bune condiții a activităților operatorilor economici pe perioada noiembrie 2020-martie 2021Balanța de energie electrică, producția de energie termică produsă în cogenerare, achizițiile și stocurile de combustibili, precum și volumele de apă din marile amenajări hidroenergetice reprezintă scenariu orientativ care va putea suferi ajustări în funcție de cerințele de asigurare a securității în exploatare și stabilității în funcționare a Sistemului electroenergetic național, precum și în funcție de programele lunare de exploatare a principalelor lacuri de acumulare, în concordanță cu situațiile care pot apărea, fără a mai fi necesară actualizarea prezentului act normativ. Pentru a se asigura un nivel de certitudine suficient de ridicat în acoperirea curbei de sarcină a SEN, chiar și la apariția unor situații-limită conform celor două scenarii evaluate, este necesară îndeplinirea unor măsuri și acțiuni de pregătire și monitorizare a funcționării SEN, după cum urmează:a) asigurarea resurselor primare la nivelul corespunzător funcționării tuturor instalațiilor disponibile din punct de vedere tehnic. Astfel:a1) realizarea stocurilor de cărbune suficiente la începutul perioadei de iarnă, în cazul centralelor funcționând pe cărbune; de asemenea, luarea măsurilor de pregătire necesare pentru asigurarea funcționării instalațiilor transportoare și a mijloacelor de transport (de exemplu, căi ferate) în condițiile prezumate în scenariile evaluate (de exemplu, temperaturi scăzute, căderi abundente de zăpadă), astfel încât să se asigure alimentarea continuă cu cărbune a centralelor cu funcționare pe cărbune;a2) realizarea stocurilor de gaze naturale înmagazinate în depozite potrivit reglementărilor secundare în vigoare, precum și gestionarea acestora, în condițiile prezumate în scenariile evaluate, chiar dacă acestea apar la sfârșitul perioadei de iarnă, respectiv în lunile februarie-martie 2021;a3) gestionarea volumului lacurilor de acumulare, în conformitate cu programele lunare propuse și aprobate de către ANAR;b) asigurarea disponibilității tehnice a grupurilor generatoare și finalizarea tuturor reviziilor tehnice programate și accidentale a acestora, până la intrarea în perioada de iarnă;c) derularea activităților de exploatare și de extracție a cărbunelui din exploatările miniere și în perioada sărbătorilor de iarnă pentru ca stocurile de cărbune din centrale și din cariere să nu se diminueze în această perioadă;d) evitarea apariției de disfuncționalități în Sistemul național de transport gaze naturale, pentru ca problemele din acest sistem să nu impacteze Sistemul electroenergetic național;e) asigurarea funcționării instalațiilor de termoficare urbană în localitățile care beneficiază de sistem centralizat de încălzire pentru îmbunătățirea randamentului general, fapt care conduce atât la reducerea consumului de resurse primare, cât și la scăderea consumului de energie electrică la nivelul SEN;f) asigurarea cu prioritate a deszăpezirii căilor de acces feroviar și rutier (de exemplu, acces la mine, la sonde și la stații de gaze naturale, la depozite de gaze naturale, la stații electrice, la linii electrice aeriene, la centrale electrice regenerabile), pentru ca impactul asupra infrastructurilor energetice pe tot lanțul, producere - transport - distribuție - consum de energie electrică să fie minimizat.În vederea funcționării și realizării producțiilor de energie electrică și termică produsă în cogenerare, prognozate în tabelele nr. 6 și 8, fiecare producător de energie electrică va lua măsuri pentru asigurarea unui flux continuu privind alimentarea cu combustibili, în conformitate cu producțiile estimate și comunicate, bazate pe bugetele de venituri și cheltuieli aprobate, respectiv pe contractele de vânzare a energiei electrice aflate în derulare sau care se estimează a fi încheiate pe piața de energie electrică. În situații excepționale prevăzute de lege, pentru buna desfășurare a activității și a îmbunătățirii fluxului de combustibili, operatorii economici pot accesa, potrivit legislației în vigoare, combustibilii de la rezervele de stat.În contextul implementării prevederilor reglementărilor europene, respectiv a codurilor de rețea, precum și a Regulamentului (UE) nr. 943/2019 privind piața internă de energie electrică și a Directivei (UE) nr. 944/2019 privind normele comune pentru piața internă de energie electrică și de modificare a Directivei 2012/27/UE, începând din data de 1.09.2020 se aplică noile principii și reguli privind funcționarea pieței de echilibrare și a piețelor aferente rezervelor de sistem - serviciilor tehnologice de sistem), în conformitate cu legislația secundară care transpune în practică prevederile regulamentelor europene - Ordinul președintelui Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 61/2020 pentru aprobarea Regulamentului de programare a unităților de producție dispecerizabile, a consumatorilor dispecerizabili și a instalațiilor de stocare dispecerizabile, a Regulamentului de funcționare și de decontare a pieței de echilibrare și a Regulamentului de calcul și de decontare a dezechilibrelor părților responsabile cu echilibrarea, cu modificările și completările ulterioare). Aceste modificări - cu precădere cele prin care se elimină obligativitatea participării/ofertării pe piața de echilibrare și a utilizării obligatorii în oferta de echilibrare numai a rezervelor contractate pe piața serviciilor tehnologice de sistem, precum și eliminarea limitelor de preț pentru ofertele pe piața de echilibrare – vor avea cu certitudine un impact asupra modului în care se asigură echilibrarea SEN și mai ales în care se asigură rezervele reale de echilibrare, impact care nu a putut fi evaluat din punct de vedere practic și care, în consecință, trebuie avut în vedere în evaluarea adecvanței pentru perioada de iarnă, în sensul asigurării unui nivel de disponibilitate acoperitor față de scenariile evaluate. C. Măsuri suplimentare de siguranță și securitate în funcționare a Sistemului electroenergetic naționalÎn cazul situațiilor speciale care pot apărea în rețelele electrice de transport și distribuție cu ocazia manifestării unor fenomene meteorologice deosebite sau în situațiile în care apar defecțiuni, accidente sau avarii în instalații, operatorul de transport și de sistem, precum și operatorii de distribuție concesionari vor informa fără întârziere concedentul în legătură cu apariția sau iminența unor situații de natură să facă imposibilă alimentarea cu energie electrică în zonele afectate. De asemenea aceste informații vor fi transmise concomitent și Comandamentului pentru Situații de Urgență din cadrul Ministerului Afacerilor Interne. În cazul în care volumele de gaze naturale necesare pentru acoperirea consumului producătorilor de energie electrică și termică sunt afectate de incidente care intră în sfera situațiilor de criză la nivel de urgență pe piața gazelor naturale, în conformitate cu prevederile legale în vigoare, se pot lua unele măsuri, pe perioadă limitată, pentru a menține siguranța și securitatea în funcționare atât a Sistemului electroenergetic național, cât și a Sistemului național de transport gaze naturale. Astfel, pentru menținerea parametrilor tehnici de funcționare a Sistemului național de transport gaze naturale și asigurarea necesarului de consum casnic, pot fi dispuse limitări privind consumul de gaze naturale ale centralelor termoelectrice și ale centralelor electrice de termoficare cu funcționare pe gaze naturale, potrivit reglementărilor legale în vigoare. Producătorii de energie afectați de această măsură și care au posibilitatea vor funcționa cu combustibil alternativ, respectiv cu păcură și/sau gaz furnal, având obligația de a constitui/contracta stocurile necesare suplimentare induse de această funcționare.D. Finanțarea programului de iarnă - Achiziție combustibiliTabelul nr. 14 - Necesarul total de finanțare a programului de iarnă aferent perioadei noiembrie 2020-martie 2021, pentru achiziția de combustibili
    Operatori economiciSurse proprii, credite interne, subvenții
    Producători de energie electrică și termică în cogenerare3.000 mil. lei
    -----