În temeiul art. 108 din Constituţia României, republicată, şi al art. 6 lit. o) din Legea energiei electrice şi a gazelor naturale nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare, Guvernul României adoptă prezenta hotărâre. ART. 1 (1) Se constituie Comandamentul energetic de iarnă, având, în principal, următoarele obiective: a) monitorizarea funcţionării Sistemului electroenergetic naţional şi a Sistemului naţional de transport al gazelor naturale în perioada 1 noiembrie 2025-31 martie 2026; b) identificarea situaţiilor de disfuncţionalitate ce pot apărea în sectorul de energie şi în cel de gaze naturale în perioada 1 noiembrie 2025-31 martie 2026 şi stabilirea măsurilor operative, altele decât cele administrative, privind nivelul de siguranţă şi securitate în funcţionarea Sistemului electroenergetic naţional şi a Sistemului naţional de transport al gazelor naturale, precum şi măsurile operative privind stocurile de combustibil; c) informarea Guvernului, ori de câte ori situaţia o impune, asupra măsurilor prevăzute la lit. b), precum şi a problemelor ce nu pot fi soluţionate în cadrul Comandamentului energetic de iarnă. (2) Măsurile aprobate prin prezenta hotărâre sunt de competenţa autorităţilor şi instituţiilor publice cu atribuţii în domeniul energiei, prevăzute în cadrul Comandamentului energetic de iarnă. ART. 2 (1) Comandamentul energetic de iarnă se constituie din reprezentanţi ai instituţiilor şi autorităţilor statului competente în domeniul energiei, precum şi ai operatorilor economici din sectorul energiei electrice şi al gazelor naturale, în componenţa prevăzută în anexa nr. 1. (2) Instituţiile şi autorităţile statului competente în domeniul energiei, precum şi operatorii economici prevăzuţi la alin. (1) desemnează în cadrul Comandamentului energetic de iarnă un număr de maximum 2 reprezentanţi fiecare. ART. 3 În termen de 5 zile de la data intrării în vigoare a prezentei hotărâri, Ministerul Energiei va aproba prin ordin componenţa nominală a Comandamentului energetic de iarnă. ART. 4 Se aprobă analiza estimativă şi măsurile privind funcţionarea Sistemului electroenergetic naţional în perioada 1 noiembrie 2025-31 martie 2026, potrivit anexei nr. 2. ART. 5 Anexele nr. 1 şi 2 fac parte integrantă din prezenta hotărâre. PRIM-MINISTRU ILIE-GAVRIL BOLOJAN Contrasemnează: Ministrul energiei, Bogdan-Gruia Ivan Secretarul general al Guvernului, Ştefan-Radu Oprea Ministrul dezvoltării, lucrărilor publice şi administraţiei, Cseke Attila-Zoltán Ministrul mediului, apelor şi pădurilor, Diana-Anda Buzoianu Bucureşti, 30 octombrie 2025. Nr. 916. ANEXA 1 COMPONENŢA Comandamentului energetic de iarnă 1. Ministerul Energiei 2. Ministerul Dezvoltării, Lucrărilor Publice şi Administraţiei 3. Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei - membru observator 4. Administraţia Naţională „Apele Române“ 5. Operatorii de transport şi sistem: - Compania Naţională de Transport al Energiei Electrice Transelectrica - S.A. – Societatea Naţională de Transport Gaze Naturale Transgaz - S.A. Mediaş 6. Operatori economici din sectorul energie şi gaze naturale: - Societatea de Producere a Energiei Electrice în Hidrocentrale „Hidroelectrica“ - S.A. – Societatea Naţională „Nuclearelectrica“ - S.A. – Societatea Complexul Energetic Oltenia - S.A. – Societatea Electrocentrale Craiova - S.A. – Societatea Complexul Energetic Valea Jiului - S.A. – Societatea Electrocentrale Bucureşti - S.A. – Societatea Naţională de Gaze Naturale „Romgaz“ - S.A. – Societatea OMV Petrom - S.A. – Societatea Distribuţie Energie Electrică România - S.A. – Societatea Reţele Electrice Muntenia - S.A. – Societatea Distribuţie Oltenia - S.A. – Societatea Delgaz Grid - S.A. – Filiala de Înmagazinare Gaze Naturale DEPOGAZ Ploieşti - S.R.L. – Societatea E.ON România - S.A. – Societatea Engie România - S.A. – Societatea Distrigaz Sud Reţele - S.R.L. 7. Societatea Operatorul Pieţei de Energie Electrică şi de Gaze Naturale OPCOM - S.A. ANEXA 2 ANALIZA ESTIMATIVĂ ŞI MĂSURILE privind funcţionarea în bune condiţii a Sistemului electroenergetic naţional în perioada 1 noiembrie 2025-31 martie 2026 Prezentul document are ca obiective principale evaluarea consumului intern de energie electrică şi termică în cogenerare al ţării în perioada 1 noiembrie 2025-31 martie 2026, pentru satisfacerea acestuia în condiţii de calitate şi siguranţă în alimentare şi funcţionare sigură şi stabilă a Sistemului electroenergetic naţional, stabilirea resurselor energetice necesare, precum şi evaluarea resurselor financiare aferente. La elaborarea acestui document au fost avute în vedere prevederile art. 3 din Regulamentul (UE) 2019/943 al Parlamentului European şi al Consiliului din 5 iunie 2019 privind piaţa internă de energie electrică, cu modificările ulterioare, unde sunt stabilite Principiile de funcţionare a pieţelor de energie electrică. Evidenţiem principiul statuat la art. 3 lit. (n) din Regulamentul (UE) 2019/943 al Parlamentului European şi al Consiliului din 5 iunie 2019, conform căruia: "(n) normele pieţei permit intrarea şi ieşirea întreprinderilor producătoare de energie electrică şi a întreprinderilor de stocare a energiei şi a întreprinderilor furnizoare de energie electrică pe baza evaluării efectuate de întreprinderile respective cu privire la viabilitatea economică şi financiară a operaţiunilor lor." De asemenea, au fost avute în vedere prevederile art. 3 alin. (3) din Directiva (UE) 2019/944 a Parlamentului European şi a Consiliului din 5 iunie 2019 privind normele comune pentru piaţa internă de energie electrică de modificare a Directivei 2012/27/UE, cu modificările ulterioare, conform cărora: „(3) Statele membre se asigură că nu există obstacole nejustificate în cadrul pieţei interne de energie electrică în ceea ce priveşte intrarea pe piaţă, funcţionarea pieţei şi ieşirea de pe piaţă, fără a aduce atingere competenţelor rezervate statelor membre în relaţiile cu ţări terţe.“, precum şi ale art. 23 alin. (12) din Legea energiei electrice şi a gazelor naturale nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare, potrivit cărora: „(12) Participarea la oricare piaţă de energie electrică este voluntară pentru participanţii la piaţă.“ A. Estimarea balanţei producţie-consum de energie electrică şi termică în cogenerare pentru perioada 1 noiembrie 2025-31 martie 2026 A1. Estimarea consumului brut de energie Temperaturile medii lunare realizate în perioada noiembrie 2024-martie 2025 au fost mai ridicate decât mediile lunare multianuale în lunile decembrie 2024, ianuarie şi martie 2025 şi s-au situat sub acestea în lunile noiembrie şi februarie. Cea mai mare abatere faţă de temperatura medie multianuală s-a înregistrat în luna ianuarie (mai cald cu 3,7 °C), iar cea mai mică în luna februarie (mai rece cu 1,9 °C). Faţă de sezonul de iarnă 2023-2024, temperaturile medii lunare au fost mai scăzute în lunile noiembrie, decembrie şi februarie şi mai ridicate în lunile ianuarie şi martie, diferenţa maximă înregistrându-se în luna februarie (mai rece cu 8,1 °C), iar cea minimă în luna martie (mai cald cu 0,4 °C). În tabelul nr. 1 evidenţiem valorile medii lunare ale temperaturilor înregistrate în ultimii ani în lunile de iarnă prin raportare la norma climatologică standard. Tabelul nr. 1 - Valorile medii lunare ale temperaturilor înregistrate în ultimii ani în lunile de iarnă şi norma climatologică standard [°C]
┌─────┬─────────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┬────┐
│Norma│Luna │2018│2019│2020│2021│2022│2023│2024│2025│
├─────┼─────────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┤
│4,6 │Noiembrie│4,7 │8,7 │4,2 │5,7 │4,6 │5,5 │3,1 │- │
├─────┼─────────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┤
│-0,4 │Decembrie│-0,8│2,3 │2,9 │1,1 │0 │2,5 │1,8 │- │
├─────┼─────────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┤
│-1,9 │Ianuarie │0 │-2,1│-0,7│-0,1│-0,8│3,2 │-0,2│1,8 │
├─────┼─────────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┤
│-0,2 │Februarie│-0,7│1,5 │2,9 │1,4 │2,1 │0,7 │6,0 │-2,1│
├─────┼─────────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┼────┤
│4,1 │Martie │2,4 │6,4 │2,6 │4,2 │2,0 │5,5 │6,9 │7,3 │
└─────┴─────────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┴────┘
În prima jumătate a anului 2025, în contextul unor temperaturi exterioare lunare mai scăzute decât în anul anterior (excepţie făcând lunile ianuarie şi martie) şi al creşterii producţiei aferente panourilor fotovoltaice ale prosumatorilor şi a autoconsumului alimentat de aceasta, consumul brut de energie electrică măsurat a înregistrat o scădere de circa 0,5% faţă de aceeaşi perioadă a anului precedent. Evoluţia consumului brut de energie electrică din ultimii ani, precum şi informaţii privind valorile de consum înregistrate în perioada de iarnă 2024-2025 sunt prezentate în tabelele nr. 2 şi 3 de mai jos: Tabelul nr. 2 - Valorile consumului intern brut de energie electrică realizate în ultimii ani în lunile de iarnă
┌─────────────────────────────────────────────────────────────────────┐
│[GWh] │
├─────────┬─────┬─────┬─────┬─────┬─────┬─────┬─────┬─────┬─────┬─────┤
│Luna/Anul│2016 │2017 │2018 │2019 │2020 │2021 │2022 │2023 │2024 │2025 │
├─────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤
│Ianuarie │5.630│5.896│5.671│5.819│5.593│5.625│5.536│4.893│5.156│5.065│
├─────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤
│Februarie│4.971│5.177│5.313│5.178│5.141│5.189│4.858│4.582│4.605│4.888│
├─────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤
│Martie │5.135│5.204│5.769│5.266│5.093│5.551│5.243│4.751│4.791│4.762│
├─────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤
│Noiembrie│5.258│5.277│5.340│5.091│5.237│5.142│4.621│4.650│4.978│- │
├─────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤
│Decembrie│5.638│5.502│5.733│5.391│5.528│5.576│4.880│4.980│5.151│- │
└─────────┴─────┴─────┴─────┴─────┴─────┴─────┴─────┴─────┴─────┴─────┘
Tabelul nr. 3 - Valorile consumului, producţiei la vârf şi temperaturile realizate în perioada 1 noiembrie 2024-31 martie 2025
┌───────────────────┬─────────┬─────────┬────────┬─────────┬──────┐
│Luna │Noiembrie│Decembrie│Ianuarie│Februarie│Martie│
│ │2024 │2024 │2025 │2025 │2025 │
├─────────────┬─────┼─────────┼─────────┼────────┼─────────┼──────┤
│Consumul │ │ │ │ │ │ │
│intern brut │ │ │ │ │ │ │
│de energie │[GWh]│4.978 │5.151 │5.065 │4.888 │4.762 │
│electrică │ │ │ │ │ │ │
│Total 24.844 │ │ │ │ │ │ │
│GWh │ │ │ │ │ │ │
├─────────────┼─────┼─────────┼─────────┼────────┼─────────┼──────┤
│Vârful maxim │[MW] │8.702 │8.777 │8.950 │9.011 │8.402 │
│de consum │ │ │ │ │ │ │
├─────────────┼─────┼─────────┼─────────┼────────┼─────────┼──────┤
│Temperatura │ │ │ │ │ │ │
│medie lunară │[°C] │3,1 │1,8 │1,8 │-2,1 │7,3 │
│realizată │ │ │ │ │ │ │
├─────────────┼─────┼─────────┼─────────┼────────┼─────────┼──────┤
│Temperatura │ │ │ │ │ │ │
│medie lunară │[°C] │4,6 │-0,4 │-1,9 │-0,2 │4,1 │
│multianuală │ │ │ │ │ │ │
├─────────────┼─────┼─────────┼─────────┼────────┼─────────┼──────┤
│Abaterea faţă│ │ │ │ │ │ │
│de norma │[°C] │-1,5 │2,2 │3,7 │-1,9 │3,2 │
│climatologică│ │ │ │ │ │ │
│standard │ │ │ │ │ │ │
├─────────────┼─────┼─────────┼─────────┼────────┼─────────┼──────┤
│Vârful maxim │[MW] │8.570 │8.756 │8.913 │8.984 │8.325 │
│de producţie │ │ │ │ │ │ │
└─────────────┴─────┴─────────┴─────────┴────────┴─────────┴──────┘
Pentru estimarea consumului brut de energie electrică al ţării aferent perioadei 1 noiembrie 2025-31 martie 2026, Dispecerul Energetic Naţional, denumit în continuare DEN, a transmis o evaluare cu luarea în considerare a unui scenariu mediu, cu temperaturi în jurul mediilor lunare multianuale, şi a unui scenariu pesimist, cu temperaturi medii lunare mai scăzute cu circa 2 °C faţă de cele multianuale. În scenariul mediu, pentru lunile din perioada noiembrie 2025-martie 2026, în ipoteza unor temperaturi similare celor multianuale, s-a aplicat o corecţie cu temperatura între -3,7% (pentru luna ianuarie 2026) şi + 1,9% (pentru luna februarie 2026), luând ca referinţă perioada similară din iarna 2024-2025 în care temperatura medie a sezonului a fost cu circa 1,2 °C peste cea multianuală. S-a considerat un gradient de variaţie a consumului cu temperatura de circa 75 GWh/°C pentru scenariul mediu. Prognoza DEN de consum intern brut pentru acest scenariu este de 25.280 GWh, în perioada 1.11.2025-31.03.2026. În scenariul pesimist s-a făcut o analiză similară, considerând pentru fiecare lună temperaturi medii mai scăzute cu circa 2 °C decât cele multianuale, ceea ce determină un consum lunar cu până la 850 GWh mai mare decât în scenariul mediu. Consumul intern brut prognozat în acest scenariu pentru intervalul 1.11.2025-31.03.2026 este de 26.130 GWh, cu circa 5,1% mai mare decât valoarea de 24.844 GWh înregistrată în sezonul de iarnă precedent, considerând un gradient de variaţie a consumului cu temperatura de circa 100 GWh/°C pentru scenariul pesimist. Pentru aceeaşi perioadă, respectiv noiembrie 2025-martie 2026, Comisia Naţională de Strategie şi Prognoză, denumită în continuare CNSP, a prognozat un consum mediu de 24.573 GWh, având în vedere prognoza de creştere economică de 1,4% pentru anul 2025 şi de 2,4% pentru anul 2026. Ţinând cont de aceste ipoteze, prognozele de consum sunt prezentate în tabelul nr. 4 de mai jos: Tabelul nr. 4 - Consumul intern de energie electrică - valori estimate - în GWh
┌───────────┬─────────┬─────────┬────────┬─────────┬──────┐
│Luna │Noiembrie│Decembrie│Ianuarie│Februarie│Martie│
│ │2025 │2025 │2026 │2026 │2026 │
├───────────┼─────────┼─────────┼────────┼─────────┼──────┤
│Prognoză │ │ │ │ │ │
│DEN │4.880 │5.270 │5.260 │4.950 │4.920 │
│Scenariu │ │ │ │ │ │
│mediu │ │ │ │ │ │
├───────────┼─────────┼─────────┼────────┼─────────┼──────┤
│Prognoză │ │ │ │ │ │
│DEN │5.000 │5.460 │5.480 │5.060 │5.130 │
│Scenariu │ │ │ │ │ │
│pesimist │ │ │ │ │ │
├───────────┼─────────┼─────────┼────────┼─────────┼──────┤
│Prognoză │4.913 │5.126 │4.987 │4.676 │4.871 │
│CNSP │ │ │ │ │ │
├───────────┼─────────┼─────────┼────────┼─────────┼──────┤
│Realizat │ │ │ │ │ │
│noiembrie │4.978 │5.151 │5.065 │4.888 │4.762 │
│2024-martie│ │ │ │ │ │
│2025 │ │ │ │ │ │
└───────────┴─────────┴─────────┴────────┴─────────┴──────┘
Având în vederea evoluţia consumului de energie electrică din ultimele perioade de iarnă, dar şi faptul că estimările meteorologice de lungă durată au un grad ridicat de incertitudine, balanţa producţie-consum conţine ambele scenarii analizate de DEN, respectiv scenariul mediu, în care consumul intern brut prognozat pentru intervalul 1.11.2025-31.03.2026 este de 25.280 GWh, cu circa 1,7% mai mare decât valoarea de 24.844 GWh înregistrată în iarna anterioară, precum şi scenariul pesimist în care a fost prognozată o creştere a consumului la valoarea de 26.130 GWh, cu circa 5,1% mai mare decât valoarea înregistrată în sezonul de iarnă 2024-2025. A2. Estimarea producţiei de energie electrică şi termică în cogenerare În cadrul balanţei de energii estimate pentru perioada 1 noiembrie 2025-31 martie 2026 au fost incluşi producătorii de energie electrică şi producătorii de energie electrică şi termică în cogenerare cu unităţi dispecerizabile, precum şi o parte dintre producătorii de energie electrică şi termică în cogenerare aferenţi unităţilor administrativ-teritoriale, consideraţi relevanţi de către Ministerul Dezvoltării, Lucrărilor Publice şi Administraţiei. În vederea estimării producţiei au fost avute în vedere unităţile de producţie existente şi funcţionale, precum şi cele puse în funcţiune în cursul anului 2025 (aproximativ 100 MW în grupuri pe gaze naturale şi circa 575 MW în centrale electrice fotovoltaice). Până la sfârşitul acestui an se estimează că vor mai fi puse în funcţiune grupuri pe gaze naturale de circa 130 MW, aproximativ 1.000 MW în centrale fotovoltaice şi 300 MW în centrale eoliene. Puterea instalată în panourile fotovoltaice ale prosumatorilor era de 2.821 MW la data de 30 iunie 2025. Pentru iarna 2025-2026 s-a estimat un ritm de creştere a puterii instalate la prosumatori apropiat de cel din sezonul anterior, anticipându-se o putere instalată de circa 3.100 MW la data de 1 noiembrie 2025 şi circa 3.300 MW la finalul lunii martie 2026. Pentru producţia totală lunară a noilor prosumatori s-a considerat o valoare a producţiei relativ apropiată cu cea realizată în centralele fotovoltaice ale operatorilor economici. De asemenea, procentul de energie injectată în reţea de către aceştia, raportat la puterea lor instalată, s-a considerat similar cu al celor existenţi (între circa 1,5% în luna decembrie şi circa 6% în luna martie). În aceste ipoteze, s-au estimat valorile lunare ale autoconsumului noilor prosumatori, care s-au scăzut din valorile prognozate pentru consumul din sezonul de iarnă 2025-2026 (între circa 10 GWh în lunile decembrie 2025 şi ianuarie 2026 şi 30 GWh în luna martie 2026). Producţiile estimate şi comunicate de producătorii clasici de energie electrică şi de energie electrică şi termică în cogenerare s-au bazat pe estimările aferente bugetelor de venituri şi cheltuieli aprobate în anul 2025, respectiv pe contractele de vânzare a energiei electrice aflate în derulare sau care se estimează a fi încheiate. Pentru energia regenerabilă s-au estimat producţii de energie similare cu cele din sezonul anterior în centralele eoliene şi în cele care funcţionează pe biomasă, producţii mai mari cu până la 50% în cele fotovoltaice, ţinând cont de puterile noi instalate în acest tip de centrale, şi mai mici în centralele hidroelectrice, corespunzătoare unui sezon secetos. A3. Soldul de schimb de energie electrică Referitor la soldul de import/export (tabelul nr. 5), faţă de sezonul de iarnă anterior, în contextul unui consum estimat mai mare decât în anul precedent, DEN a considerat un sold de import pentru fiecare lună, pornind şi de la evoluţia schimburilor transfrontaliere din anii anteriori. În acest sens, valorile lunare ale soldului de import au fost estimate la 300 GWh (un total de 1.500 GWh) în scenariul mediu şi 500 GWh în cel pesimist (un total de circa 2.500 GWh). Totodată, CNSP a estimat, pentru perioada noiembrie 2025-martie 2026, un sold total de import de 3.650 GWh, cu menţiunea că această estimare este supusă unor riscuri privind evoluţia contextului geopolitic actual şi a condiţiilor climatice, având valabilitate limitată în timp. Tabelul nr. 5 - Valorile soldului de schimb export - import („+“ import; „–“ export)
┌────────┬─────────┬─────────┬─────────┬────────┬─────────┬──────┬───────┐
│Sold │[UM] │Noiembrie│Decembrie│Ianuarie│Februarie│Martie│Cumulat│
│Estimare│[GWh] │2025 │2025 │2026 │2026 │2026 │ │
├────────┼─────────┼─────────┼─────────┼────────┼─────────┼──────┼───────┤
│ │scenariul│300 │400 │400 │350 │300 │1.750 │
│ │mediu │ │ │ │ │ │ │
│DEN ├─────────┼─────────┼─────────┼────────┼─────────┼──────┼───────┤
│ │scenariul│500 │650 │650 │600 │500 │2.900 │
│ │pesimist │ │ │ │ │ │ │
└────────┴─────────┴─────────┴─────────┴────────┴─────────┴──────┴───────┘
Deşi soldul de schimb, ca valori medii lunare, rezultat din balanţa producţie-consum (tabelul nr. 6) indică un import pe perioada noiembrie-februarie, acest lucru nu se va regăsi pe toate intervalele de tranzacţionare. Faţă de cel prognozat, nivelul soldului de schimb va varia în funcţie de condiţiile unui preţ mai mic/mare din exterior faţă de preţul energiei produse în ţară, de condiţiile climatice înregistrate la nivel regional, precum şi de existenţa unei lipse crescute/unui excedent de oferte de vânzare a energiei electrice la nivel naţional. Eventuala intrare în funcţiune a unor noi capacităţi de producere în perioada analizată (parcuri fotovoltaice, centrale eoliene, noi capacităţi instalate de prosumatori, centrala Iernut) poate afecta, de asemenea, nivelul soldului de schimb. De asemenea, nivelul soldului de schimb depinde şi de capacitatea efectiv disponibilă pentru schimburi transfrontaliere. A4. Balanţa producţie internă-consum intern - soldul de schimb de energie electrică Tabelul nr. 6 - Balanţa producţie-consum de energie electrică
┌───────────────┬────────────────────────────────────────────────────────────────┐
│ │Producţia şi consumul brut de energie electrică │
│Producţia şi │Prognoza valorilor medii lunare pentru perioada │
│consumul brut │1 noiembrie 2025-31 martie 2026 │
│de energie ├───┬─────────┬─────────┬─────────┬─────────┬─────────┬──────────┤
│electrică │UM │Noiembrie│Decembrie│Ianuarie │Februarie│Martie │Cumulat │
│ │ │2025 │2025 │2026 │2026 │2026 │ │
├───────────────┼───┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┤
│Total producţie│mii│4.449,093│4.732,809│4.584,788│4.370,699│5.102,422│23.239,811│
│S.E.N. │MWh│ │ │ │ │ │ │
│prognozată ├───┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┤
│ │MW │6.179,295│6.361,302│6.162,350│6.504,016│6.858,094│6.412,751 │
├───────────────┼───┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┤
│ │mii│634,900 │639,208 │628,168 │559,934 │596,824 │3.059,034 │
│Cărbune │MWh│ │ │ │ │ │ │
│ ├───┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┤
│ │MW │881,806 │859,151 │844,312 │833,235 │802,183 │844,104 │
├───────────────┼───┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┤
│ │mii│1.100,033│1.171,785│1.266,620│1.157,109│1.154,820│5.850,367 │
│Hidrocarburi │MWh│ │ │ │ │ │ │
│ ├───┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┤
│ │MW │1.527,823│1.574,979│1.702,447│1.721,888│1.552,178│1.614,340 │
├───────────────┼───┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┤
│ │mii│884,160 │921,816 │930,000 │838,656 │925,778 │4.500,410 │
│Nuclear │MWh│ │ │ │ │ │ │
│ ├───┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┤
│ │MW │1.228,000│1.239,000│1.250,000│1.248,000│1.244,325│1.241,835 │
├───────────────┼───┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┤
│Surse │mii│1.830,000│2.000,000│1.760,000│1.815,000│2.425,000│9.830,000 │
│regenerabile, │MWh│ │ │ │ │ │ │
│din care ├───┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┤
│ │MW │2.541,667│2.688,172│2.365,591│2.700,893│3.259,409│2.712,472 │
├───────────────┼───┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┤
│ │mii│1.100,000│1.200,000│1.100,000│1.100,000│1.500,000│6.000,000 │
│în centrale │MWh│ │ │ │ │ │ │
│hidroelectrice*├───┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┤
│ │MW │1.527,778│1.612,903│1.478,495│1.636,905│2.016,129│1.655,629 │
├───────────────┼───┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┤
│Total eoliene, │mii│730,000 │800,000 │660,000 │715,000 │925,000 │3.830,000 │
│fotovoltaice, │MWh│ │ │ │ │ │ │
│biomasă, ├───┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┤
│respectiv │MW │1.013,889│1.075,269│887,097 │1.063,988│1.243,280│1.056,843 │
├───────────────┼───┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┤
│ │mii│550,000 │700,000 │500,000 │500,000 │600,000 │2.850,000 │
│în centrale │MWh│ │ │ │ │ │ │
│eoliene ├───┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┤
│ │MW │763,889 │940,860 │672,043 │744,048 │806,452 │786,424 │
├───────────────┼───┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┤
│ │mii│150,000 │70,000 │125,000 │180,000 │290,000 │815,000 │
│în centrale │MWh│ │ │ │ │ │ │
│fotovoltaice ├───┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┤
│ │MW │208,333 │94,086 │168,011 │267,857 │389,785 │224,890 │
├───────────────┼───┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┤
│ │mii│30,000 │30,000 │35,000 │35,000 │35,000 │165,000 │
│în centrale pe │MWh│ │ │ │ │ │ │
│biomasă ├───┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┤
│ │MW │41,667 │40,323 │47,043 │52,083 │47,043 │45,530 │
├───────────────┼───┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┤
│Consum brut │mii│4.880,000│5.270,000│5.260,000│4.950,000│4.920,000│25.280,000│
│ţară scenariul │MWh│ │ │ │ │ │ │
│mediu ├───┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┤
│ │MW │6.777,778│7.083,333│7.069,892│7.366,071│6.612,903│6.975,717 │
├───────────────┼───┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┤
│Consum brut │mii│5.000,000│5.460,000│5.480,000│5.060,000│5.130,000│26.130,000│
│ţară scenariul │MWh│ │ │ │ │ │ │
│pesimist ├───┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┤
│ │MW │6.944,444│7.338,710│7.365,591│7.529,762│6.895,161│7.210,265 │
└───────────────┴───┴─────────┴─────────┴─────────┴─────────┴─────────┴──────────┘
* Valorile includ şi producţia aferentă autoproducătorilor. Prognoza Societăţii de Producere a Energiei Electrice în Hidrocentrale „Hidroelectrica“ - S.A. este realizată pe baze statistice în ipoteze de hidraulicitate de 95% pe Dunăre şi 85% pe apele interioare, ţinând cont de retragerea CHE Vidraru pentru retehnologizare. În funcţie de evoluţia situaţiei hidrologice, valorile pot suferi modificări. Analizând valorile estimative medii lunare şi având în vedere evoluţia producţiei interne de energie electrică din iernile anterioare, se constată că închiderea balanţei producţie-consum va fi direct influenţată de producţiile din surse regenerabile şi că, în condiţii meteorologice deosebite (viscol, secetă pedologică, temperaturi extrem de reci etc.), vor exista perioade de neacoperire a vârfurilor de consum de energie electrică din producţia internă. În acelaşi timp, în cazul în care se va înregistra o scădere a consumului de energie electrică pe fondul unor temperaturi ridicate pe perioada de iarnă, valorile de import şi potenţialele perioade de neacoperire a vârfurilor de consum ar putea fi mai reduse decât cele estimate. A5. Balanţa producţie-consum la vârful de sarcină Pentru vârfurile de sarcină previzionate pentru iarna 2025-2026, DEN a luat în considerare două scenarii privind adecvanţa Sistemului electroenergetic naţional, denumit în continuare SEN, respectiv acoperirea consumului intern de energie electrică la vârful de sarcină, într-un scenariu mediu şi unul pesimist, conform tabelului nr. 7. În evaluarea scenariilor s-au luat în considerare următoarele ipoteze: - condiţii meteorologice deosebite, caracterizate de 7-10 zile geroase, cu temperaturi negative cuprinse între – 10 °C şi – 20 °C, care conduc la lipsa producţiei în centralele electrice eoliene (în scenariul pesimist), respectiv la o producţie moderată, de aproximativ 1.000 MW (în scenariul moderat); – vârful de consum maxim prognozat, de 9.500 MW (în scenariul pesimist), respectiv de 9.100 MW (în scenariul moderat), este considerat la vârful de seară, când producţia în centralele electrice fotovoltaice este nulă; – având în vedere contextul prezentat mai sus, în analiza de acoperire a sarcinii, soldul schimburilor externe ale SEN s-a considerat fără valori de export de energie electrică. Din punctul de vedere al reţelei electrice de transport, capacitatea maximă de transfer în interconexiune pentru sezonul rece se va situa în jurul valorilor medii de 4.500 MW la export, respectiv de 4.200 MW la import. A fost analizată fiecare centrală electrică clasică pentru a i se determina structura de producţie şi capabilitatea de a participa la acoperirea consumului şi la asigurarea rezervelor de sistem (aFRR şi mFRR). Au fost luate în considerare doar grupurile disponibile din punct de vedere tehnic, nu şi grupurile care sunt indisponibile de lungă durată, din motive tehnice, comerciale şi/sau de mediu. În ceea ce priveşte grupurile energetice funcţionând pe lignit, aparţinând Societăţii Complexul Energetic Oltenia - S.A., având în vedere şi Planul de decarbonizare, asumat de către Guvernul României: - pentru scenariul moderat s-a luat în calcul la CTE Turceni un singur grup (TA 5) cu 250 MW şi s-a considerat că TA 4 este în rezervă tehnică, respectiv la CTE Rovinari s-au luat în calcul două grupuri (TA 4 şi TA 5) cu un total de 600 MW şi s-a considerat că TA 6 este în rezervă tehnică, respectiv la CTE Işalniţa TA 7 s-a considerat retras definitiv din exploatare; – pentru scenariul pesimist s-au considerat oprite toate grupurile energetice din CTE Turceni, CTE Rovinari şi CTE Işalniţa. În ceea ce priveşte grupurile energetice funcţionând pe lignit, aparţinând Societăţii Electrocentrale Craiova - S.A., având în vedere că trebuie să asigure termoficarea oraşului Craiova pentru ambele scenarii, s-a luat în calcul un singur grup (TA 1) cu 100 MW, iar TA 2 s-a considerat rezervă în cazul indisponibilizării TA 1. În ceea ce priveşte grupul energetic funcţionând pe huilă, pentru scenariile analizate nu s-a luat în calcul TA 4 - 150 MW CET Paroşeni (Societatea Complexul Energetic Valea Jiului - S.A.), având în vedere situaţia incertă cu privire la repornirea centralei, după evenimentul din luna iulie 2025. În ceea ce priveşte grupurile energetice funcţionând pe gaze naturale, pentru scenariile analizate nu s-a luat în calcul ipoteza lipsei gazelor naturale, având în vedere dezvoltarea sistemului de înmagazinare. În ceea ce priveşte disponibilitatea grupurilor pe gaze naturale, ipotezele au fost următoarele: - pentru ambele scenarii, la Societatea Electrocentrale Bucureşti - S.A. s-au luat în calcul două grupuri la CET Bucureşti Sud, două grupuri la CET Bucureşti Vest, două grupuri la CET Progresu şi un grup la CET Grozăveşti, cu o putere totală de 420 MW; – pentru ambele scenarii, la CTE Iernut s-a luat în calcul singurul grup rămas disponibil din vechea centrală (TA 5) cu 150 MW, având în vedere că termenul estimat pentru centrala nouă este trimestrul II 2026; – pentru ambele scenarii, la CECC Brazi Petrom (OMV Petrom) s-au luat în calcul toate grupurile (TG 1, TG 2, TA) cu 800 MW; – pentru ambele scenarii, la CET Brazi (Termo Ploieşti) s-a luat în calcul un singur grup (TA 5 împreună cu C 5) cu 70 MW, TA 6 este în rezervă, însă C 6 şi TAG 8 sunt retrase din exploatare de lungă durată; – CET Arad a fost preluată de către AOT Energy, însă, având în vedere că TA 1 - 50 MW este indisponibil, în ambele scenarii producţia acestuia a fost considerată ca fiind egală cu zero, dar s-au luat în considerare motoarele termice cu 20 MW. Ca urmare a analizei efectuate, se constată faptul că atât în scenariul moderat, cât şi în scenariul pesimist vârful de consum nu se poate acoperi integral din producţia internă, fiind necesar importul de energie electrică. Astfel, în scenariul moderat, la vârful de consum de seară se înregistrează un deficit de aproximativ 1.120 MW. Dat fiind că pentru funcţionarea în condiţii de siguranţă a SEN rezerva minimă necesară pentru funcţionarea sigură a sistemului energetic este de 1.000 MW şi doar 520 MW pot fi acoperiţi prin mobilizarea integrală a rezervelor din sistem, diferenţa neacoperită pentru funcţionarea în condiţii de siguranţă în acest scenariu este de aproximativ 1.600 MW. În scenariul pesimist, la vârful de seară se înregistrează un deficit de producţie de aproximativ 3.800 MW; pentru acoperirea rezervei minime se pot acoperi doar 500 MW prin mobilizarea integrală a rezervelor din sistem, de aceea, în acest scenariu, diferenţa neacoperită pentru funcţionarea în condiţii de siguranţă este de aproximativ 4.300 MW. Menţionăm faptul că, în conformitate cu regulamentele europene, atunci când sistemul funcţionează fără rezerve se află în stare de alertă. Conform Regulamentului (UE) nr. 1.485/2017, „starea de alertă“ înseamnă starea în care sistemul se află în limitele de siguranţă în funcţionare, dar în care a fost detectată o contingenţă cuprinsă în lista de contingenţe, la a cărei apariţie măsurile de remediere disponibile nu sunt suficiente pentru a menţine starea normală de funcţionare. Art. 152 alin. (11) din acelaşi regulament prevede că „Dacă sistemul este în stare de alertă din cauza rezervelor insuficiente de putere activă în conformitate cu articolul 18, OTS din blocurile RFP în cauză, în strânsă cooperare cu alţi OTS din zona sincronă şi cu OTS din alte zone sincrone, iau măsuri pentru a restabili şi înlocui nivelurile necesare ale rezervelor de putere activă. În acest scop, OTS dintr-un bloc RFP au dreptul de a solicita modificări ale producţiei sau consumului de putere activă al unităţilor generatoare sau al unităţilor consumatoare din zona lor de reglaj pentru a reduce sau pentru a elimina încălcarea cerinţelor privind rezerva de putere activă“. A6. Producţia de energie termică a principalilor furnizori de căldură, producători de energie termică în cogenerare În cazul energiei termice, estimările primite din partea centralelor care furnizează agent termic pentru populaţie, producători de energie electrică în cogenerare, acoperă un consum mediu de energie termică de 6,19 mil. Gcal. Estimările sunt făcute în ipoteza că centralele în cogenerare vor avea posibilitatea de a-şi asigura combustibilul necesar pentru producerea de energie electrică şi termică (în principal gaze naturale). Tabelul nr. 7 - Prognoza producţiei de energie termică pentru a fi livrată în principalele centrale termoelectrice şi termice
┌─────────┬─────────────────────────────────────────────────┐
│Producţia│1 noiembrie 2025-31 martie 2026 │
│de ├─────────┬─────────┬─────────┬─────────┬─────────┤
│energie │Noiembrie│Decembrie│Ianuarie │Februarie│Martie │
│termică │2025 │2025 │2026 │2026 │2026 │
├─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┤
│[mii │1.122,434│1.297,969│1.380,249│1.236,238│1.149,647│
│Gcal] │ │ │ │ │ │
└─────────┴─────────┴─────────┴─────────┴─────────┴─────────┘
A7. Estimarea balanţei stocurilor de combustibili şi volumele de apă din principalele acumulări energetice pentru perioada 1 noiembrie 2025-31 martie 2026 A7.1. Combustibili Având în vedere stocurile necesar a fi constituite de producători, precum şi cantităţile de energie electrică şi energie termică în cogenerare prognozate a fi produse în intervalul 1 noiembrie 2025-31 martie 2026, de 23,2 TWh şi, respectiv, 6,18 mil. Gcal, achiziţia, consumul şi stocurile de combustibili la finele lunilor de analiză sunt estimate după cum urmează în tabelul următor: Tabelul nr. 8 - Estimarea privind achiziţia şi consumul de combustibili în principalele centrale termoelectrice
┌─────────────┬────┬─────────┬─────────┬─────────┬─────────┬─────────┬─────────┐
│Achiziţia │ │ │ │ │ │ │ │
│şi consumul │U.M.│Noiembrie│Decembrie│Ianuarie │Februarie│Martie │Cumulat │
│de │ │2025 │2025 │2026 │2026 │2026 │ │
│combustibili*│ │ │ │ │ │ │ │
├─────────────┼────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┤
│Achiziţii de │ │ │ │ │ │ │ │
│combustibili │ │ │ │ │ │ │ │
├─────────────┼────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┤
│Cărbune │mii │1.113,759│1.151,438│1.107,400│1.029,400│1.014,400│5.416,397│
│ │tone│ │ │ │ │ │ │
├─────────────┼────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┤
│Gaze │mil.│376,183 │401,456 │359,320 │318,705 │317,057 │1.772,720│
│ │mc │ │ │ │ │ │ │
├─────────────┼────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┤
│Păcură │mii │0,000 │0,000 │0,000 │0,000 │0,000 │0,000 │
│ │tone│ │ │ │ │ │ │
├─────────────┼────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┤
│Biomasă │mii │8,000 │8,000 │8,000 │9,000 │9,000 │42,000 │
│ │tcc │ │ │ │ │ │ │
├─────────────┼────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┤
│Consum de │ │ │ │ │ │ │ │
│combustibili │ │ │ │ │ │ │ │
├─────────────┼────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┤
│Cărbune │mii │1.180,962│1.211,103│1.164,457│1.046,673│1.100,064│5.703,259│
│ │tone│ │ │ │ │ │ │
├─────────────┼────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┤
│Gaze │mil.│372,612 │395,721 │352,360 │315,710 │312,547 │1.748,126│
│ │mc │ │ │ │ │ │ │
├─────────────┼────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┤
│Păcură │mii │0,108 │0,118 │0,109 │0,048 │0,109 │0,491 │
│ │tone│ │ │ │ │ │ │
├─────────────┼────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┤
│Biomasă │mii │8,100 │9,500 │10,200 │10,100 │10,500 │48,400 │
│ │tcc │ │ │ │ │ │ │
└─────────────┴────┴─────────┴─────────┴─────────┴─────────┴─────────┴─────────┘
* Nu sunt cuprinse datele aferente centralelor termoelectrice aferente autoproducătorilor. A7.2. Volumul de apă din principalele lacuri de amenajare În baza prognozei meteorologice elaborate de Administraţia Naţională de Meteorologie şi a prognozei hidrologice realizate de Institutul Naţional de Hidrologie şi Gospodărire a Apelor, Administraţia Naţională „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 1 noiembrie 2025-31 martie 2026. Analizând estimările ANAR şi ţinând cont de faptul că prognozele elaborate pe o perioadă lungă de timp sunt caracterizate printr-un grad relativ redus de realizare/corectitudine, rezervele de apă din principalele lacuri de amenajare au fost estimate luând în considerare asigurarea în mod continuu a cerinţelor de apă pentru populaţie şi a altor cerinţe social-economice esenţiale, precum şi necesarul resursei hidro în balanţa producţiei-consum de energie electrică. În tabelul următor sunt prezentate volumele minimale de apă, corespunzătoare sfârşitului de lună, în principalele acumulări energetice. Tabelul nr. 9 - Rezervele de apă corespunzătoare sfârşitului de lună
┌───────────┬──────┬───────────┬───────────┬───────────┬───────────┬───────────┐
│Perioada │ │Noiembrie │Decembrie │Ianuarie │Februarie │Martie │
│ │ │2025 │2025 │2026 │2026 │2026 │
├───────────┼──────┼──────┬────┼──────┬────┼──────┬────┼──────┬────┼──────┬────┤
│Acumulări │V_NNR │V_brut│c.u.│V_brut│c.u.│V_brut│c.u.│V_brut│c.u.│V_brut│c.u.│
│energetice │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
├───────────┼──────┼──────┼────┼──────┼────┼──────┼────┼──────┼────┼──────┼────┤
│Bazin │mil. │mil. │ │mil. │ │mil. │ │mil. │ │mil. │ │
│hidrografic│mc │mc │% │mc │% │mc │% │mc │% │mc │% │
│(B.H.) │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
├───────────┼──────┼──────┼────┼──────┼────┼──────┼────┼──────┼────┼──────┼────┤
│Vidraru │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│(B.H. │462,2 │50 │11 │0 │0 │0 │0 │0 │0 │0 │0 │
│Argeş) │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
├───────────┼──────┼──────┼────┼──────┼────┼──────┼────┼──────┼────┼──────┼────┤
│Izvorul │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│Muntelui │1.122 │670 │60 │600 │53 │520 │46 │420 │37 │324 │29 │
│(B.H. │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│Bistriţa) │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
├───────────┼──────┼──────┼────┼──────┼────┼──────┼────┼──────┼────┼──────┼────┤
│Vidra (B.H.│340,3 │235 │69 │220 │65 │205 │60 │173 │51 │130 │38 │
│Lotru) │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
├───────────┼──────┼──────┼────┼──────┼────┼──────┼────┼──────┼────┼──────┼────┤
│Fântânele │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│(B.H. │195,45│130 │67 │120 │61 │117 │60 │107 │55 │95 │49 │
│Someş) │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
├───────────┼──────┼──────┼────┼──────┼────┼──────┼────┼──────┼────┼──────┼────┤
│Drăgan │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│(B.H. │111,95│68 │61 │54 │48 │54 │48 │52 │46 │46 │41 │
│Crişul │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│Repede) │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
├───────────┼──────┼──────┼────┼──────┼────┼──────┼────┼──────┼────┼──────┼────┤
│Oaşa (B.H. │126,67│74 │58 │55 │43 │53 │42 │52 │41 │48 │38 │
│Sebeş) │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
├───────────┼──────┼──────┼────┼──────┼────┼──────┼────┼──────┼────┼──────┼────┤
│Valea lui │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│Iovan (B.H.│122,12│81 │66 │70 │57 │66 │54 │57 │47 │49 │40 │
│Cerna) │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
├───────────┼──────┼──────┼────┼──────┼────┼──────┼────┼──────┼────┼──────┼────┤
│Gura Apelor│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│(B.H. Râul │194,02│115 │59 │100 │52 │85 │44 │75 │39 │65 │34 │
│Mare) │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
├───────────┼──────┼──────┼────┼──────┼────┼──────┼────┼──────┼────┼──────┼────┤
│Siriu (B.H.│77,03 │56 │72 │54 │70 │54 │70 │53 │69 │53 │69 │
│Buzău) │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
├───────────┼──────┼──────┼────┼──────┼────┼──────┼────┼──────┼────┼──────┼────┤
│Poiana │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│Mărului │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│(B.H. │94,06 │65 │69 │48 │51 │46 │49 │39 │41 │31 │33 │
│Bistra │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│Mărului) │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
├───────────┼──────┼──────┼────┼──────┼────┼──────┼────┼──────┼────┼──────┼────┤
│Pecineagu │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│(B.H. │60,3 │28 │46 │28 │46 │28 │46 │28 │46 │28 │46 │
│Dâmboviţa) │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
├───────────┼──────┼──────┼────┼──────┼────┼──────┼────┼──────┼────┼──────┼────┤
│Râuşor │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│(B.H. │52,34 │49 │94 │49 │94 │33 │63 │32 │61 │30 │57 │
│Târgului) │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
└───────────┴──────┴──────┴────┴──────┴────┴──────┴────┴──────┴────┴──────┴────┘
V_NNR = volumul brut corespunzător nivelului normal de retenţie. c.u. = coeficient de umplere corespunzător volumelor brute. A8. Stocuri Tabelul nr. 10 - Stocurile estimate a fi constituite până la 1 noiembrie 2025
┌─────────────┬────┬─────────┬─────────┐
│ │UM │Estimat │Realizat │
│ │ │1.11.2025│1.11.2024│
├─────────────┼────┼─────────┼─────────┤
│Cărbune │mii │799 │773 │
│ │tone│ │ │
├─────────────┼────┼─────────┼─────────┤
│Păcură │mii │1,3 │1,2 │
│ │tone│ │ │
├─────────────┼────┼─────────┼─────────┤
│Gaze naturale│mld.│3,10 │3,28 │
│înmagazinate*│mc │ │ │
├─────────────┼────┼─────────┼─────────┤
│Rezerva de │ │ │ │
│energie │ │ │ │
│echivalentă │mii │1.787 │2.175 │
│în │MWh │ │ │
│principalele │ │ │ │
│lacuri │ │ │ │
└─────────────┴────┴─────────┴─────────┘
* Obligaţia de stocare este de 2,85 mld. mc, respectiv 90% din capacitatea de stocare. Tabelul nr. 11 - Estimarea evoluţiei stocurilor de combustibil la sfârşitul fiecărei luni
┌────────────┬─────────┬─────────┬────────┬─────────┬───────┐
│Stoc de │Noiembrie│Decembrie│Ianuarie│Februarie│Martie │
│combustibili│2025 │2025 │2026 │2026 │2026 │
│[mii tone] │ │ │ │ │ │
├────────────┼─────────┼─────────┼────────┼─────────┼───────┤
│Cărbune │763,897 │653,969 │577,751 │541,476 │446,225│
├────────────┼─────────┼─────────┼────────┼─────────┼───────┤
│Păcură │1,192 │1,075 │0,966 │0,918 │0,810 │
├────────────┼─────────┼─────────┼────────┼─────────┼───────┤
│Biomasă │15,000 │15,600 │13,900 │13,700 │14,000 │
├────────────┼─────────┼─────────┼────────┼─────────┼───────┤
│Grad de │ │ │ │ │ │
│umplere │ │ │ │ │ │
│depozite │90 │80 │65 │55 │40 │
│înmagazinare│ │ │ │ │ │
│gaze* │ │ │ │ │ │
└────────────┴─────────┴─────────┴────────┴─────────┴───────┘
* Gradul de umplere este estimativ şi depinde de gradul efectiv de umplere la data de 1.11.2025, de evoluţia climatică din sezonul rece 2025-2026 şi de posibile influenţe ale factorilor geopolitici asupra acestuia. Tabelul nr. 12 - Valorile minime ale energiei echivalente şi gradul de umplere în marile lacuri de acumulare la sfârşitul fiecărei luni
┌───────────┬─────────┬─────────┬─────────┬────────┬─────────┬──────┐
│Estimat │Octombrie│Noiembrie│Decembrie│Ianuarie│Februarie│Martie│
│Energie │2025 │2025 │2025 │2026 │2026 │2026 │
│echivalentă├─────────┼─────────┼─────────┼────────┼─────────┼──────┤
│[mii MWh] │1.787 │1.540 │1.314 │1.169 │965 │727 │
├───────────┼─────────┼─────────┼─────────┼────────┼─────────┼──────┤
│Coeficient │ │ │ │ │ │ │
│de umplere*│58,8 │50,5 │41,7 │36,4 │29,6 │22,2 │
│[%] │ │ │ │ │ │ │
└───────────┴─────────┴─────────┴─────────┴────────┴─────────┴──────┘
* Corespunzător volumelor utile. Operatorul economic producător de energie electrică în hidrocentrale are obligaţia de a monitoriza permanent nivelul stocurilor de apă, astfel încât să asigure în lacurile de acumulare, la sfârşitul fiecărei luni, o rezervă de energie mai mare sau cel puţin 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 şi reactualizate în cazul producerii unor modificări majore ale regimului hidrologic, în scopul satisfacerii cu prioritate a cerinţelor de apă pentru populaţie şi a altor cerinţe social-economice esenţiale. 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 funcţionarea sigură şi stabilă a Sistemului electroenergetic naţional, în urma unor analize efectuate cu toţi factorii implicaţi. B. Măsuri pentru derularea în bune condiţii a activităţilor operatorilor economici pe perioada 1 noiembrie 2025-31 martie 2026 Balanţa de energie electrică (producţie-consum), producţia de energie termică produsă în cogenerare, achiziţiile şi stocurile de combustibili, precum şi volumele de apă din marile amenajări hidroenergetice reprezintă elemente ale unui scenariu orientativ care va putea suferi ajustări în funcţie de cerinţele de asigurare a securităţii în exploatare şi stabilităţii în funcţionare a Sistemului electroenergetic naţional, de modificările climatice înregistrate, precum şi în funcţie de Programele lunare de exploatare a principalelor lacuri de acumulare, în concordanţă cu situaţiile care pot apărea, fără a mai fi necesară modificarea prezentei anexe. Pentru a se asigura un nivel de certitudine suficient de ridicat în acoperirea curbei de sarcină a SEN, chiar şi la apariţia unor situaţii-limită conform scenariilor evaluate de DEN, operatorul de transport şi de sistem consideră necesară îndeplinirea unor măsuri şi acţiuni de pregătire şi monitorizare a funcţionării SEN, după cum urmează: 1. asigurarea din timp, la nivelul tuturor producătorilor de energie electrică, a cantităţilor de resurse energetice primare care să asigure alimentarea cu energie electrică a consumului, precum şi a rezervelor necesare acoperirii dezechilibrelor generate de subcontractarea pe pieţele de energie electrică, de ieşirile accidentale din funcţiune ale grupurilor energetice, disfuncţionalităţile generate de condiţiile meteorologice deosebite, creşteri ale consumului peste valorile estimate etc.; 2. continuarea demersurilor pentru menţinerea în funcţiune a grupurilor pe cărbune, cel puţin în iarna 2025-2026, inclusiv realizarea unui stoc de combustibil de siguranţă în centralele cu funcţionare pe cărbune; 3. asigurarea unei rezerve energetice minime în lacurile aferente centralelor hidroelectrice; 4. realizarea unui stoc de gaze naturale înmagazinate în depozite, într-un volum cel puţin la fel de mare precum cel din iarna 2024-2025, iar extracţia de gaze naturale din depozite să se realizeze gradual, uniform, astfel încât stocul de gaze naturale în perioada februarie-martie 2026 să fie satisfăcător; 5. asigurarea alimentării cu gaze naturale a centralelor cu funcţionare pe gaze chiar în situaţii cu condiţii meteorologice extreme (ger). Neasigurarea precedentelor două măsuri poate avea un impact semnificativ din următoarele puncte de vedere: a) tehnic - prin reducerea cantităţii de gaze naturale extrase zilnic din depozite, care poate conduce la degradarea parametrilor de funcţionare ai reţelei naţionale de transport al gazelor naturale, cu riscul de a indisponibiliza producţia de energie a unor mari producători cu centrale electrice care funcţionează pe gaze naturale, respectiv Societatea OMV Petrom - S.A. (CECC Brazi - 830 MW), Societatea Naţională de Gaze Naturale „Romgaz“ - S.A. (CET Iernut - 150 MW - TA 5) şi Societatea Electrocentrale Bucureşti - S.A. (CET-uri însumând 420 MW); b) comercial - generat de vulnerabilitatea faţă de importurile de gaze naturale, în special în cazul unei crize regionale de energie; 6. menţinerea coordonării şi colaborării instituţionale între toate entităţile implicate în asigurarea măsurilor privind nivelul de siguranţă şi securitate în funcţionare a Sistemului electroenergetic naţional şi în realizarea stocurilor de siguranţă (autorităţile guvernamentale, operatori de reţele electrice şi de gaze naturale, producători etc.); 7. respectarea programului de realizare a stocurilor de cărbune, de gaze naturale şi de apă până la intrarea în sezonul de iarnă 2025-2026; 8. realizarea programului de mentenanţă în centralele electrice pentru asigurarea unei disponibilităţi cât mai crescute, astfel încât la apariţia unei disfuncţionalităţi/indisponibilităţi la grupurile energetice aflate în funcţiune, acestea să poată fi înlocuite/substituite de grupuri energetice aflate în rezervă; 9. punerea în funcţiune a primei turbine pe gaz din centrala electrică de la Mintia - Mass Global de aproximativ 600 MW şi asigurarea furnizării de gaze naturale; 10. pornirea grupurilor din centrala CET Midia Năvodari aproximativ 70 MW şi CET Chimcomplex (Vâlcea) aproximativ 50 MW; 11. realizarea lucrărilor de remediere a alimentării serviciilor interne şi de mentenanţă la grupul energetic de la CET Paroşeni în vederea funcţionării în perioada sezonului de iarnă şi asigurarea unui stoc de cărbune de siguranţă; 12. asigurarea funcţionării sistemelor centralizate de termoficare (atât a celor bazate pe grupuri de cogenerare, cât şi a celor cu instalaţii termice de ardere) din punctul de vedere al mentenanţei şi al asigurării cu combustibil, pentru reducerea consumului de resurse energetice la nivelul unităţilor administrativ-teritoriale şi pentru a se evita creşterea consumului de energie electrică şi de gaze naturale, în urma substituirii energiei termice cu cea electrică sau cu gazele naturale; 13. dacă va fi cazul, îmbunătăţirea/adaptarea cadrului legislativ şi a procedurilor legale de creare şi de folosire a stocurilor de combustibil aflate în rezerva de stat; 14. prevederea de măsuri tehnice şi organizatorice pentru asigurarea exploatării infrastructurii de transport terestru pe perioada iernii în condiţii cât mai apropiate de cele normale, în mod special pe durata perioadelor meteorologice dificile/extreme (transport de cărbune pe calea ferată, acces la mine, la sonde şi la staţii de gaze naturale, la depozite de gaze, la linii electrice aeriene, la centrale electrice regenerabile); 15. creşterea volumului de energie electrică contractată pe termen mediu şi lung pentru alimentarea consumatorilor, pentru reducerea volumului cantităţilor de energie electrică cumpărate pe Piaţa pentru ziua următoare cuplată şi pe Piaţa intrazilnică cuplată, pentru reducerea expunerii la preţurile ridicate pe pieţele spot; 16. realizarea programului de mentenanţă în reţeaua electrică de transport şi în reţeaua electrică de distribuţie pentru evitarea indisponibilizării centralelor electrice sau reducerii disponibilităţii centralelor electrice din cauza unor indisponibilităţi ale reţelelor electrice, respectiv de maximizare a capacităţii transfrontaliere la import de energie electrică; 17. trecerea de la soluţii constructive provizorii la soluţii definitive (de bază) în cazul reţelelor electrice de transport şi de distribuţie, eventual cu întăriri şi îmbunătăţiri constructive, acolo unde este cazul, pentru reducerea riscului de apariţie a unor incidente şi de afectare a consumatorilor şi a producătorilor de energie electrică; 18. asigurarea de echipe de mentenanţă şi de intervenţie pentru toate entităţile din sistemele de energie electrică şi de gaze naturale pentru remedierea disfuncţionalităţilor şi asigurarea unui nivel de disponibilitate cât mai ridicat pentru infrastructurile proprii; 19. realizarea unui stoc suficient de materiale şi componente pentru remedierea/înlocuirea defecţiunilor care apar în instalaţiile energetice, astfel încât timpul de remediere să fie cât mai mic; 20. încheierea de contracte de deszăpezire pentru accesul rapid la instalaţiile energetice al echipelor de intervenţie; 21. asigurarea de grupuri diesel pentru alimentarea consumatorilor sensibili, a agregatelor instalaţiilor energetice pentru evitarea întreruperii alimentării extracţiei de gaze naturale, de ţiţei, de transport al combustibililor prin conducte, a serviciilor interne ale centralelor electrice; 22. activarea măsurilor din Planul de urgenţă pentru securitatea aprovizionării cu gaze naturale în România, în situaţia apariţiei unor situaţii de criză în aprovizionarea cu gaze naturale. Totodată, DEN propune ca la dimensionarea nivelului stocurilor de combustibili pentru iarna 2025-2026 să se ia în considerare şi un eventual sprijin pentru Republica Moldova, cu gaze naturale şi cu energie electrică. În contextul energetic european actual este necesară mobilizarea tuturor resurselor energetice disponibile, pregătirea şi aprobarea unui program de iarnă în domeniul energetic pentru iarna 2025-2026, respectiv colaborarea şi coordonarea tuturor entităţilor din sectorul energetic, dar şi a celor care asigură suport. C. Măsuri suplimentare de siguranţă şi securitate în funcţionare a Sistemului electroenergetic naţional În cazul situaţiilor speciale care pot apărea în reţelele electrice de transport şi distribuţie cu ocazia manifestării unor fenomene meteorologice deosebite sau în situaţiile în care apar defecţiuni, accidente sau avarii în instalaţii, operatorul de transport şi sistem, precum şi operatorii de distribuţie concesionari vor informa fără întârziere concedentul în legătură cu apariţia sau iminenţa unor situaţii de natură să facă imposibilă alimentarea cu energie electrică în zonele afectate. De asemenea, aceste informaţii vor fi transmise concomitent şi dispeceratelor Direcţiei generale management operaţional din cadrul Ministerului Afacerilor Interne, Departamentului pentru Situaţii de Urgenţă şi Inspectoratului General pentru Situaţii de Urgenţă. În conformitate cu prevederile Hotărârii Guvernului nr. 847/2023 privind aprobarea Planului de urgenţă pentru securitatea aprovizionării cu gaze naturale în România - pct 6.3. Impactul probabil al unei perturbări a furnizării de gaze în sectorul termoficării: "Producătorii de energie termică, care nu pot funcţiona cu alţi combustibili decât gazele naturale şi care furnizează energie termică clienţilor casnici, întreprinderilor mici sau mijlocii şi/sau prestatorilor de servicii de asistenţă medicală, asistenţă socială esenţială, de urgenţă, de securitate sau prestatorii de servicii care au legătură cu educaţia sau cu administraţia publică au statutul de clienţi protejaţi, în conformitate cu Ordinul ministrului energiei nr. 692/2018 privind aprobarea definirii categoriei «client protejat» şi nu vor fi afectaţi în cazul declarării nivelului de Urgenţă, cu excepţia cazului în care producătorii au transmis o informare despre posibile întreruperi în aprovizionarea cu gaze naturale care afectează în mod semnificativ situaţia acestora în materie de furnizare de gaze. (…)6.3.1. Măsuri de atenuare a impactului întreruperii alimentării cu energie termică (…) În conformitate cu prevederile art. 1 lit. c) din Ordinul ministrului energiei nr. 692/2018 privind aprobarea definirii categoriei «client protejat», producătorii de energie termică, care nu pot funcţiona cu alţi combustibili decât gazele naturale şi care furnizează energie termică clienţilor casnici, întreprinderilor mici sau mijlocii şi/sau prestatorilor de servicii de asistenţă medicală, asistenţă socială esenţială, de urgenţă, de securitate sau prestatorii de servicii care au legătură cu educaţia sau cu administraţia publică, au statutul de client protejat. Aceasta înseamnă că furnizorii de gaze naturale trebuie, de asemenea, să poată asigura furnizarea de gaze clienţilor protejaţi în virtutea principiului solidarităţii în cazurile descrise la art. 6 alin. (1) din Regulament şi sunt obligaţi să ia măsurile corespunzătoare în acest scop. Dacă măsurile bazate pe piaţă se dovedesc a fi insuficiente pentru a aborda deficitul necesar aprovizionării cu gaze şi având în vedere importanţa furnizării de energie termică cu precădere clienţilor protejaţi în virtutea principiului solidarităţii ar trebui să se poată utiliza măsuri care nu se bazează pe piaţă, inclusiv reducerea consumului pentru clienţii neprotejaţi, în măsura în care acest gaz este necesar pentru încălzire." D. Finanţarea programului de iarnă. Achiziţie combustibili Tabelul nr. 13 - Necesarul total de finanţare a programului de iarnă aferent perioadei 1 noiembrie 2025- 31 martie 2026, pentru achiziţia de combustibili
┌──────────────────────────┬───────────┐
│ │Surse │
│ │proprii, │
│Operatori economici │credite │
│ │interne, │
│ │subvenţii │
├──────────────────────────┼───────────┤
│Producători de energie │ │
│electrică şi producători │5,4 mld. │
│de energie electrică şi │lei │
│termică în cogenerare │ │
└──────────────────────────┴───────────┘
------ 
