Sinteza Piata Energie (1) [623451]

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 1 din 129
CURTEA DE CONTURI A ROMÂNIEI

Strada Lev Tolstoi nr.22 -24 Sector 1 cod 011948 București
Internet: http://www.curteadeconturi.ro
e-mail: departamentIV@rcc.r o
Departamentul IV

SINTEZA
Raportului de audit al performanței privind piața
de energie electrică în perioada 2010 – 2014

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 2 din 129 C U P R I N S
Glosar de termeni 4
Acronime 8
I. Prezentarea generală misiunii de audit. Obiectivul general și obiectivele
specifice ale auditului
1.Prezentarea sintetică a contextului și cadrului instituțional apli cabil pieței de energie
2. Entitățile cu atribuții în domeniul energiei și activitățile care au făcut obiectul
misiunii de audit
3. Prezentarea obiectivului general și a obiectivelor specifice ale misiunii de audit
4. Descrierea metodologiei de audit, a a bordărilor auditului, respectiv a procedurilor de
audit utilizate pentru colectarea și analizarea datelor și informațiilor
9
9
10

13

14
II. Sinteza principalelor constatări și concluzii 15
1. Strategia Europa 2020 – obiective de realizat în sectorul energiei 15
1.1. Creșterea la 20% a ponderii surselor regenerabile de energie în consumul final
de energie 16
1.1.1. Sursele regenerabile de energie în România și la nivel mondial 17
1.1.2. Promovarea energiei din surse regenerabile (E -SRE) prin inte rmediul
certificatelor verzi 17
1.1.3. Modernizarea și realizarea de noi capacități de producere a energiei electrice și
termice, prin implementarea schemei de sprijin în cadrul POS CCE – Axa prioritară 4 – DMI
2 – “Valorificarea resurselor regenerabile de energie pentru producerea energiei verzi” 31
1.1.4. Realizarea de noi capacități de producere a energiei electrice și termice, prin
implementarea programelor/schemelor de sprijin finanțate de Administrația Fondului
pentru Mediu 32
1.2. Creștere a cu 20% a eficienței energetice, prin reducerea consumului de energie
primară 37
1.2.1. Schema de ajutor de stat pentru promovarea cogenerării de înaltă eficiență 38
1.2.2. Modernizarea și realizarea unor unități, instalații și echipamente noi, în
întreprinderile din industrie, respectiv aplicarea Schemei de sprijin în cadrul Programului
Operațional Sectorial „Creșterea Competitivității Economice” (POS CCE) – Axa 4 –
Domeniul major de intervenție 1 – Energie eficientă și durabilă 48
1.2.3. Pro movarea unor proiecte pilot privind contorizarea inteligentă la nivelul
sistemelor de distribuție a energiei electrice 51
1.2.4. Programele de reabilitare termică a clădirilor 52
2. Strategia energetică a României 53
2.1. Elaborarea Politicii energeti ce a României 53
2.2. Evaluarea modului de realizare a obiectivelor investiționale stabilite prin Strategia
energetică a României 54
2.3. Aspecte privind investițiile în curs de execuție și nefinalizate la 31.12.2014 56
3. Producția și consum ul de energie electrică în România 57
3.1. Producția de energie electrică 57
3.2. Consumul de energie electrică 58
4. Situația și evoluția capacităților de producție, de transport și distribuție a
energiei electrice 60
4.1. Capacitățile de producție a energiei electrice 60
4.2. Rețeaua electrică de Transport (RET) 61

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 3 din 129 4.3. Rețeaua electrică de Distribuție (RED) 62
4.4. Consumul propriu tehnologic în Rețelele electrice 64
4.4.1 Consumul propriu tehnologic în Rețelele eletrice de distribuție
4.4.2. Consumul propriu tehnologic în Rețelele eletrice de transport
5. Modul de organizare și funcționare a pieței de energie electrică în România 68
5.1. Piața angro de energie electrică 70
5.1.1 Tranzacțiile efectuate pe piața angro de energie electrică 70
5.1.2 Structura tranzacțiilor pe piața angro 71
5.2. Piața cu amănuntul de energie electrică 74
5.2.1. Piața Reglementată de Energie Electrică 75
5.2.2. Piața concurențială cu amănuntul de Energie Electrică 83
5.3 Monitorizarea tranzacțiilor cu e nergie electrică și a piaței de energie pe ansamblul ei 84
5.4. Adaptarea cadrului de reglementare în conformitate cu prevederile Legii nr. 123/2012
a energiei electrice și a gazelor naturale 85
6. Prețurile și tarifele aplicate la energia electrică des tinată consumatorilor finali 86
6.1. Evoluția nivelului prețurilor/tarifelor pentru energia electrică livrată clienților finali
de furnizorii de ultimă instanță 87
6.1.1. Evoluția tarifului mediu reglementat la energie electrică livrată consumatorilor
casnici de furnizorii de ultimă instanță 87
6.1.2. Evoluția tarifului mediu reglementat la energie electrică livrată consumatorilor
finali, alții decât cei casnici de furnizorii de ultimă instanță 90
6.1.3. Structura prețului mediu de vânzare final a ener giei electrice la consumatorii
finali (inclusiv taxe) 91
6.2. Componenta pe piața concurențială (CPC) 94
6.3. Evaluarea nivelului tarifului pentru serviciul de distribuție a energiei electrice și a
factorilor care au influențat evoluția acestui tarif 95
6.4. Evaluarea nivelului tarifului pentru serviciul de transport și de sistem al energiei
electrice și a factorilor care au influențat evoluția acestor tarife 104
7. Exercitare de către autoritatea de reglementare a activității de control cu privire
la respectarea de către operatorii economici din sectorul energiei electrice a legislației
specifice 108
8. Evaluarea sistemului IT 109
9. Evaluarea sistemului de control intern 110
III. Punctul de vedere al conducerii entității auditate cu privire la aspec tele constatate
în urma misiunii de audit al performanței 111
IV. Măsurile întreprinse de conducerea entității în timpul/ ulterior misiunii de audit
al performanței 113
V. Concluziile generale și recomandările formulate 114

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 4 din 129 GLOSAR DE TERMENI
– acces la rețeaua electrică de interes public – ansamblul de reguli prin care un terț își exercită
dreptul de a se racorda și de a folosi, în condițiile legii, rețelele electrice de transport și distribuție;
– autoritate competentă (de reglementare) – Auto ritatea Națională de Reglementare în
Domeniul Energiei, denumită ANRE;
– biomasă – fracțiunea biodegradabilă a produselor, deșeurilor și reziduurilor de origine
biologică din agricultură (inclusiv substanțe vegetale și animale), silvicultură și industriile conexe,
inclusiv pescuitul și acvacultura, precum și fracțiunea biodegradabilă a deșeurilor industriale și
municipale, codificate conform prevederilor legale;
– capacitate de interconexiune – o linie de transport de energie electrică ce traversează sau
trece peste granița dintre două state și care face legătura între sistemele de transport naționale ale
acelor state;
– capacitate energetică – instalațiile de producere a energiei electrice și/sau energiei termice în
cogenerare, rețele electrice și alte echi pamente electroenergetice;
– centrală electrică – ansamblul de instalații, construcții și echipamente necesare pentru
producerea de energie electrică; o centrală electrică cuprinde una sau mai multe unități (grupuri) de
producere;
– centrală electrică de c ogenerare (termoficare) – ansamblul de instalații, construcții și
echipamente necesare pentru producerea combinată de energie electrică și termică;
– certificat verde – titlul ce atestă producerea din surse regenerabile de energie a unei cantități
de energ ie electrică. Certificatul se poate tranzacționa, distinct de cantitatea de energie electrică pe
care acesta o reprezintă, pe o piață organizată, în condițiile legii;
– consum final brut de energie electrică – cantitatea de energie electrică produsă, inclu siv
consumul de energie electrică din sectorul de producere a energiei electrice, precum și pierderile de
energie electrică din rețelele de transport și distribuție, excluzând producția de energie electrică
produsă în centralele electrice cu acumulare prin pompaj din apa pompată anterior într -un rezervor
superior la care se adaugă diferența dintre importul și exportul de energie electrică;
– client – clientul angro sau final de energie electrică;
– client angro – persoana fizică sau juridică ce cumpără ene rgie electrică în vederea revânzării
în interiorul sau în exteriorul sistemului în cadrul căruia este stabilită;
– client eligibil – clientul care este liber să își aleagă furnizorul de energie electrică de la care
cumpără energie electrică, în sensul art. 33 din Directiva 2009/72/CE a Parlamentului European și a
Consiliului din 13 iulie 2009 privind normele comune pentru piața internă a energiei electrice și de
abrogare a Directivei 2003/54/CE;
– client final – orice persoană fizică sau juridică ce cumpără energie electrică pentru consum
propriu; în cuprinsul legii noțiunile de "client final" și "consumator" sunt echivalente;
– client noncasnic – orice persoană fizică sau juridică ce cumpără ener gie electrică ce nu este
pentru propriul consum casnic; această categorie include și producători de energie electrică, operatori
de rețea și clienți angro;
– client casnic – clientul care cumpără energie electrică pentru propriul consum casnic,
excluzând c onsumul pentru activități comerciale sau profesionale;
– client vulnerabil – clientul final aparținând unei categorii de clienți casnici care, din motive
de vârstă, sănătate sau venituri reduse, se află în risc de marginalizare socială și care, pentru
prevenirea acestui risc, beneficiază de măsuri de protecție socială, inclusiv de natură financiară.
Măsurile de protecție socială, precum și criteriile de eligibilitate pentru acestea s e stabilesc prin acte
normative;

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 5 din 129 – contract de furnizare a energiei electri ce – contractul în baza căruia furnizorul de energie
electrică furnizează clientului său o cantitate de energie electrică pe o anumită perioadă de timp, dar
care nu cuprinde un instrument derivat din domeniul energiei electrice;
– contract de procesare – contract prin care o cantitate de combustibil aparținând unui operator
economic este procesată într -o capacitate energetică de producere aparținând unui producător, în
schimbul unei cantități de energie electrică și cu plata unui tarif de procesare către pr oducător;
încheierea unui contract de procesare reprezintă o situație de excepție de la celelalte tipuri de
contracte și se realizează în condiții de transparență și nediscriminatorii, în baza reglementărilor
ANRE;
– control asupra unui operator economic – orice drepturi, contracte sau orice alte elemente
care, fiecare în parte ori luate împreună și ținând seama de circumstanțele de fapt sau de drept,
conferă posibilitatea de a exercita o influență determinantă asupra unui operator economic, în special
prin:
a) drepturi de proprietate sau de folosință asupra totalității ori a unei părți din activele unui
operator economic;
b) drepturi sau contracte care conferă o influență determinantă asupra structurii operatorului
economic, votului sau deciziilor o rganelor de conducere ale unui operator economic;
– consum propriu tehnologic – consumul de energie electrică al unei centrale, necesar pentru
realizarea producției de energie electrică;
– cotă anuală obligatorie de achiziție de certificate verzi – cota de achiziție de certificate
verzi impusă anual furnizorilor de energie electrică, în conformitate cu prevederile prezentei legi, sub
sancțiunea aplicării de penalități;
– distribuție de energie electrică – transportul energiei electrice prin rețele de distri buție de
înaltă tensiune, medie tensiune și joasă tensiune, cu tensiune de linie nominală de până la 110 kV
inclusiv, în vederea livrării acesteia către clienți, fără a include furnizarea;
– exploatare comercială a unei capacități energetice – ansamblul ac tivităților desfășurate de
un operator economic în sectorul energiei electrice în baza unei licențe acordate în condițiile
prezentei legi;
– furnizare de energie electrică – activitatea de vânzare de energie electrică către clienți,
precum și alimentarea c u energie electrică a locurilor de consum aflate în proprietatea furnizorului;
– furnizor – persoană fizică și/sau juridică ce desfășoară activitatea de furnizare de energie;
– furnizor de ultimă instanță – furnizorul desemnat de autoritatea competentă pen tru a presta
serviciul universal de furnizare în condiții specifice reglementate;
– garanție de origine – documentul electronic emis de autoritatea competentă producătorilor de
energie electrică, care are funcția unică de a furniza unui client final dovada că o pondere sau o
cantitate de energie dată a fost produsă din surse regenerabile ori în cogenerare de înaltă eficiență;
– interconexiune – ansamblul de instalații și echipamente prin care se realizează conectarea
sistemelor electroenergetice;
– minister de resort – Ministerul Energiei, Întreprinderilor Mici și Mijlocii și Mediului de
Afaceri;
– monopol natural în domeniul energiei electrice – situația de piață în care serviciul de
transport și serviciul de distribuție a energiei electrice se asigură, fie care în parte, de către un singur
operator economic pentru utilizatorii de pe un teritoriu delimitat;
– operator al pieței de energie electrică – persoana juridică ce asigură organizarea și
administrarea piețelor centralizate, cu excepția pieței de echilib rare, în vederea tranzacționării angro
de energie electrică pe termen scurt, mediu și lung;

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 6 din 129 – operator de distribuție – orice persoană fizică sau juridică ce deține, sub orice titlu, o rețea
electrică de distribuție și care răspunde de exploatarea, de într eținerea și, dacă este necesar, de
dezvoltarea rețelei de distribuție într -o anumită zonă și, după caz, a interconexiunilor acesteia cu alte
sisteme, precum și de asigurarea capacității pe termen lung a rețelei de a satisface un nivel rezonabil
al cererii de distribuție de energie electrică;
– operator de transport și de sistem – orice persoană juridică ce deține, sub orice titlu, o rețea
electrică de transport și care răspunde de operarea, asigurarea întreținerii și, dacă este necesar, de
dezvoltarea rețel ei de transport într -o anumită zonă și, acolo unde este aplicabilă, interconectarea
acesteia cu alte sisteme electroenergetice, precum și de asigurarea capacității pe termen lung a rețelei
de transport de a acoperi cererile rezonabile pentru transportul en ergiei electrice;
– operator economic afiliat – orice alt operator economic care, direct sau indirect, controlează
operatorul economic specificat, este controlat de acesta ori este sub controlul comun, împreună cu
acest operator economic;
– operator econom ic din domeniul energiei electrice – orice persoană fizică sau juridică ce
desfășoară cel puțin una dintre următoarele activități: producere, transport, distribuție, furnizare ori
cumpărare de energie electrică și care are atribuții comerciale, tehnice și/ sau de întreținere legate de
aceste activități, dar nu include clienții finali;
– piața angro de energie electrică – cadrul organizat de tranzacționare a energiei electrice și a
serviciilor asociate la care participă producătorii de energie electrică, oper atorul de transport și de
sistem, operatorii de distribuție, operatorul pieței de energie electrică și clienții angro;
– piața de energie electrică – cadrul de organizare în care se tranzacționează energia electrică
și serviciile asociate;
– piața centrali zată de energie electrică – cadrul organizat de desfășurare a tranzacțiilor cu
energie electrică între diverși operatori economici, intermediat de operatorul pieței de energie
electrică sau de operatorul de transport și sistem, pe baza unor reguli specific e, aprobate de
autoritatea competentă;
– piața cu amănuntul de energie electrică – cadrul organizat în care energia electrică este
cumpărată de clienții finali, în vederea satisfacerii consumului propriu de la furnizori sau producători;
– piața de echilibr are – piața centralizată de energie electrică, organizată și administrată de
operatorul de transport și de sistem, de desfășurare a tranzacțiilor cu energie electrică între acesta, pe
de o parte, și producătorii de energie electrică ce exploatează unități de producție dispecerizabile,
respectiv clienți finali dispecerizabili, pe de altă parte, în vederea asigurării echilibrului în timp real
dintre producție și consum;
– piața intrazilnică de energie electrică – piața centralizată de energie electrică, organ izată și
administrată de operatorul pieței de energie electrică, care oferă participanților la piață posibilitatea
de a-și îmbunătăți echilibrarea portofoliului pentru o zi de livrare prin tranzacții efectuate în sesiuni
desfășurate după încheierea tranzac țiilor pe piață pentru ziua următoare și înainte cu un anumit
interval de timp de începere a livrării;
– piața pentru ziua următoare (PZU) – piața centralizată de energie electrică, organizată și
administrată de operatorul pieței de energie electrică pentr u vânzarea și cumpărarea energiei electrice
în ziua de livrare care urmează imediat după ziua de tranzacționare;
– piața centralizată a contractelor bilaterale – cadrul organizat de desfășurare, în mod
transparent, prin licitație publică, a tranzacțiilor c u contracte cu livrare fizică de energie electrică, pe
baza unor reguli specifice aprobate de autoritatea competentă;
– piața pentru alocarea capacităților de interconexiune internațională – piața centralizată de
alocare a capacităților de interconexiune a le SEN, organizată și administrată de operatorul de

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 7 din 129 transport și sistem pe baza unor reguli specifice, în scopul realizării tranzacțiilor de import/export și
tranzit de energie electrică;
– producător de energie electrică – persoana fizică sau juridică avâ nd ca specific activitatea de
producere a energiei electrice, inclusiv în cogenerare;
– producător dispecerizabil (cf. Codului Tehnic al Rețelei Electrice de Transport) – producător
care deține grupuri generatoare ce pot fi programate, cu putere mai mare d e 10 MW, în cazul
grupurilor generatoare hidroenergetice și cu putere mai mare de 20 MW, în cazul grupurilor
generatoare termoenergetice.
– rețea electrică – ansamblul de linii, inclusiv elementele de susținere și de protecție a acestora,
stațiile electric e și alte echipamente electroenergetice conectate între ele prin care se transmite
energie electrică de la o capacitate energetică de producere a energiei electrice la un utilizator;
rețeaua electrică poate fi rețea de transport sau rețea de distribuție;
– rețea electrică de distribuție – rețeaua electrică cu tensiunea de linie nominală până la 110
kV inclusiv;
– rețea electrică de transport – rețeaua electrică de interes național și strategic cu tensiunea de
linie nominală mai mare de 110 kv;
– sector al e nergiei electrice – ansamblul activităților de producere a energiei electrice, inclusiv
de producere a energiei termice și electrice în cogenerare, de transport, de distribuție și de furnizare a
energiei electrice, de furnizare a serviciilor de sistem, imp ortul și exportul energiei electrice,
schimburile naturale și/sau de avarie cu sistemele electroenergetice ale țărilor vecine, precum și
instalațiile aferente acestora;
– serviciu de distribuție – serviciul asigurat de operatorul de distribuție care constă în
asigurarea transmiterii, în condiții de eficiență și siguranță, a energiei electrice între două sau mai
multe puncte ale rețelei de distribuție, cu respectarea standardelor de performanță în vigoare;
– serviciu de sistem – serviciul asigurat de operato rul de transport și de sistem pentru
menținerea nivelului de siguranță în funcționare a sistemului electroenergetic, precum și a calității
energiei electrice, conform reglementărilor în vigoare;
– serviciu public – activitatea de interes general în domeniu l energiei electrice, autorizată și
monitorizată de o autoritate publică;
– serviciu tehnologic de sistem – serviciul asigurat, de către producători sau clienți finali
dispecerizabili, la cererea operatorului de transport și de sistem pentru menținerea niv elului de
siguranță în funcționare a SEN, precum și a calității energiei electrice transportate la parametrii
prevăzuți de normele în vigoare;
– serviciu de transport – serviciul asigurat de operatorul de transport și de sistem care constă în
asigurarea tr ansmiterii, în condiții de eficiență și siguranță, a energiei electrice între două sau mai
multe puncte ale rețelei de transport, cu respectarea standardelor de performanță în vigoare;
– serviciu universal – serviciul de furnizare a energiei electrice gara ntat clienților casnici și
clienților noncasnici cu un număr de salariați mai mic de 50 și o cifră de afaceri anuală sau o valoare
totală a activelor din bilanțul contabil conform raportărilor fiscal anuale care nu depășește 10
milioane de euro, la un nive l de calitate și la prețuri rezonabile, transparente, ușor comparabile și
nediscriminatorii;
– sistem electroenergetic național (SEN) – sistemul electroenergetic situat pe teritoriul
național; SEN constituie infrastructura de bază utilizată în comun de par ticipanții la piața de energie;
– tarif social – tarif cu caracter de protecție socială, fiind destinat numai consumatorilor cu un
venit net mediu lunar pe membru de famile mai mic sau egal cu salariul minim pe economie stabilit
prin actele normative in v igoare.

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 8 din 129 ACRONIME
AFM – Administrația Fondului pentru Mediu
ANRE – Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei
BAR – Baza reglementată a activelor
CIM – Contract individual de muncă
CPT – Consumul propriu tehnologic
CV – Certificat verde
E-SRE – Energie din Surse Regenerabile
FUI – Furnizor de ultimă instanță
kV – kilovolt – unitate de măsură pentru tensiune a electrică
LEA – Linii electrice aeriene
LES – Linii electrice subterane
MAI – Ministerul Afacerilor Interne
MDRAP – Ministerul Dezvolt ării Regionale și Administrației Publice
MECMA – Ministerul Economiei, Comerțului și Mediului de Afaceri
MEIMMA – Ministerul Energiei, Întreprinderilor Mici și Mijlocii și Mediului de Afaceri
MHC – Microhidrocentrale
OD – Operator de distribuție
OPCOM – Operatorul Pieței de Energie Electrică și de Gaze Naturale
OTS – Operatorul de transport și sistem
PCCB – Piața centralizată a contractelor bilaterale
PCCB – NC – Piața centralizată a contractelor bilaterale cu negociere continuă
PCBCV – Piața contractelo r bilaterale a certificatelor verzi
PCV – Piața certificatelor verzi
PCCV – Piața centralizată a certificatelor verzi
PC-OTC – Piața centralizată cu negociere dublă continuă a contractelor bilaterale
PE – Piața de echilibrare
PI – Piața Intra -zilnică de energie electrică
PZU – Piața pentru Ziua Următoare
RED – Rețeaua electrică de distribuție
RET – Rețeaua electrică de transport
RODAS – Regulamentul privind organizarea și desfășurarea activităților specifice curții de conturi,
precum și valorificarea ac telor rezultate din aceste activități
SACET – Sistemului de alimentare, centralizată cu energie termică
SEN – Sistemul electroenergetic național
SMI – Sisteme de măsurare inteligente
SNT – Sistemul Național de Transport
SRE – Surse Regenerabile de Energie
Wh – Watt –oră – unitate de măsură pentru energie , egală cu cantitatea de energie transferată de un
proces care dă sau primește o putere de un watt timp de o oră. (1 Megawatt -oră (MWh) = 1000
kWh; 1 Gigawatt -oră (GWh) = 1000 MWh; 1 Terawatt -oră (Twh) = 100 0 GWh)

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 9 din 129 CAPITOLUL I
Prezentarea generală a misiunii de audit. Obiectivul general și obiectivele
specifice ale auditului

1. Prezentarea sintetică a contextului și cadrului instituțional aplicabil pieței de
energie
Energia electrică este un produs vital p entru întreaga economie a unei țări, respectiv pentru
industrie, servicii și activități sociale, având ca principală caracteristică faptul că din momentul
producerii nu se poate stoca, ceea ce conduce la necesitatea corelării producției cu consumul de
energie.
Potrivit legislației în vigoare , tranzacționarea energiei electrice are loc într -un cadru organizat,
denumit generic piața de energie electrică .
Piața de energie electrică, prin modul în care este legiferată și reglementată, trebuie să
contribuie la realizarea de beneficii pe întreg lanțul producere – transport – distribuție, în condiții de
concurență și transparență, astfel încât utilizatorul final, consumatorul de energie electrică , să
beneficieze de prețuri acceptabile, rezultate din desfășurarea u nei competiții corecte în piață.
Piața de energie electrică este compusă pe de o parte din piața reglementată, iar pe de altă
parte din piața concurențială.
Piața reglementată de energie electrică a fost creată să funcționeze pe bază de contracte
reglement ate (cu cantități și prețuri stabilite prin Decizii și Ordine emise de Președintele ANRE ),
încheiate între participanții la piața de energie.
Piața concurențială de energie electrică , potrivit Legii energiei, a fost creată să funcționeze
în baza tranzacții lor cu energie electrică desfășurate în mod transparent, public, centralizat și
nediscriminatoriu, iar prețurile se formează în baza cererii și ofertei, ca rezultat al unor mecanisme
concurențiale.
În perioada auditată (2010 -2014) , s-a derulat un proces im portant privind dereglementarea
prețurilor la energia electrică, pe categorii de consumatori, casnici și respectiv non -casnici. Astfel, în
temeiul Memorandumului de înțelegere aprobat de Guvernul României și în conformitate cu
obligațiile asumate de Guvern în relația cu Fondul Monetar Internațional, Banca Mondială și Comisia
Europeană , s-a aprobat calendarul de eliminare treptată a tarifelor reglementate (stabilite de
autoritatea de reglementare) la energi a electrică destinată consumatorilor finali care nu uzează de
dreptul de eligibilitate.
În accepțiunea cadrului legal instituit de Legea nr. 123/2012 a energiei electrice și a gazelor
naturale , clientul final (consumatorul) este definit ca fiind orice persoană fizică sau juridică ce
cumpără energie electri că pentru consum propriu , iar clientul eligibil este definit ca fiind clientul
care este liber să își aleagă furnizorul de energie electrică de la care cumpără energie electrică.
Conform acestui calendar de eliminare a tarifelor reglementate, în cazul agen ților economici ,
începând cu 01.01.2014, ANRE nu a mai aprobat cantitățile și tarifele de furnizare , această categorie
de consumatori achiziționând energia electrică de pe piața concurențială. În cazul consumatorilor
casnici , programul de eliminare a tarif elor reglementate se va încheia la 31.12.2017. Astfel, după
această dată, consumatorii casnici vor beneficia de energie electrică achi ziționată de furnizori
exclusiv de pe piața concurențială.

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 10 din 129 2. Entități le cu atribuții în domeniul energiei și activități le care au făcut obiectul
misiunii de audit
La nivel european, în vederea consolidării pieței interne a energiei electrice și a gazelor
naturale și pentru instituirea unui mecanism independent în cadrul căruia autoritățile naționale de
reglementare să poa tă coopera , prin Regulamentul (CE) nr. 713/2009 al Parlamentului European
și al Consiliului, s -a instituit Agenția pentru Cooperarea Autorităților de Regl ementare din
Domeniul Energiei (ARCE), organism comunitar cu personalitate juridică care contribuie la
garantarea bunei funcționări a pieței europene unice a gazului și electricității. ARCE sprijină
autoritățile naționale de reglementare la nivel european și, dacă este cazul , coordonează activitatea
acestora. Mai exact, ARCE:
 completează și coordonează acț iunile autorităților naționale de reglementare;
 contribuie la elaborarea normelor privind rețelele europene;
 ia decizii individuale obligatorii privind termenii și condițiile de acces și securitate
operațională aplicabile infrastructurii transfrontaliere;
 oferă consiliere instituțiilor europene pe teme privind energia electrică și gazele naturale;
 monitorizează piețele interne ale gazelor naturale și energiei electrice și elaborează
rapoarte pe marginea constatărilor sale;
 monitorizează piețele angro ale en ergiei pentru a detecta și a preveni abuzurile de piață, în
strânsă colaborare cu autoritățile naționale de reglementare.
În ceea ce privește monitorizare a piețelor angro de energie , prin Regulamentul (UE) nr.
1227/2011 au fost aprobate norme care interzic practicile abuzive c e afectează piețele angro de
energie, având în vedere obiectivul sporirii integrității și transparenței acestor piețe prin promovarea
unei concurențe deschise și echitabile în beneficiul consumatorilor finali de energie.
La nivel națio nal, în vederea elaborării, aprobării și monitorizării funcționării sectorului și
pieței energiei electrice în condiții de eficiență, concurență, transparență și protecție a
consumatorilor, a fost înființată , în baza art. 1 din Ordonanța de Ur gență a Guver nului nr.
29/1998, Autoritatea Națion ală de Reglementare în Domeniul Energiei (instituție publică
autonomă cu personalitate juridică) .
În cadrul misiunii de audit au fost auditate următoarele entități cu atribuții în ceea ce privește
situația, evoluția, ge stionarea și operarea pieței de energie electrică în România:
Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE)
ANRE a funcționat , până în luna octombrie 2012, pe baza Regulament ului de organizare și
funcționare, aprobat prin Hotărârea Guve rnului nr. 1428/2009 .
Începând cu luna octombrie 2012, în temeiul Ordonanței de Urgență a Guvernului nr.
33/2007 , aprobată prin Legea nr. 160/2012 , ANRE are statutul de autoritate administrativă
autonomă , cu personalitate juridică, aflată sub control parl amentar.
Potrivit prevederilor art. 8 și art. 9 din Ordonanța de Urgență a Guvernului nr. 33/2007 ,
principalele obiective generale ale ANRE, în domeniul energiei electrice, sunt: promovarea unei
piețe interne europene de energie electrică , competitivă și durabilă; dezvoltarea piețelor
regionale competitive și funcționale ; dezvoltarea unui sistem energetic național sigur , fiabil și
eficient , orientat către consumator; facilitarea accesului la rețea pent ru capacitățile noi de
producție; protecția consumatoru lui, prin asigurarea une i piețe concurențiale eficiente și prin
sprijinirea clienților vulnerabili, etc.
Pentru realizarea acestor obiective, ANRE are următoarele atribuții și competențe în
domeniul energiei electrice: acordă, modifică, suspendă sau retrag e autorizațiile și licențele
pentru operatorii economici din sectorul energiei electrice; elaborează și aprobă metodologiile de
calcul al tarifelor și prețurilor reglementate; aprobă tarifele reglementate pentru serviciile de

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 11 din 129 transport și de distribuție a energiei electrice și termice; stabilește prețurile reglementate , cu
respectarea calendarului de eliminare treptată a prețurilor re glementate la energia electrică ; aprobă
reglementări tehnice și comerciale pentru operatorii economici din sector, inclusiv s tandarde de
performanță pentru serviciile de transport, distribuție și furnizare a energiei electrice și termice;
sesizează Consiliul Concurenței cu privire la abuzul de poziție dominantă pe piață și la
încălcarea prevederilor legale referitoare la concure nță, ori de câte ori există suspiciuni privind
nerespectarea reglementărilor cu privire la concurență și transparență; publică rapoarte anuale
asupra activității proprii și rezultatelor activității de monitoriz are desfășurate conform legii, etc.
În perioad a 2010 -2014 , finanțarea ANRE a fost determinată de statutul de organizare și
funcționare a entității, respectiv:
 în perioada 01.01.2010 – 05.10.2012 , a funcționat ca instituție publică autonomă cu
personalitate juridică , de interes național, finanțarea act ivității efectuându -se integral din venituri
de la bugetul de stat.
 începând cu 06.10.2012 – prezent , ANRE funcționează cu statut de autoritate
administrativă autonomă , cu personalitate juridică, aflată sub control parlamentar, finanțarea
activității efect uându -se integral din venituri proprii, realizate din tarifele și contribuțiile percepute
operatorilor economici d in sectorul energiei electrice și termice ș i al gazelor naturale, entitatea
nefiind obligată să vireze la bugetul de stat veniturile încasate .
Pentru aprobarea reglementărilor în sectorul energiei electrice, termice și al gazelor naturale,
la nivelul ANRE a funcționat un Comitet de reglementare format din 7 membri (inclusiv
președin tele și cei doi vicepreședinți) .
Comitetul de reglementare este asistat de un Consiliu consultativ, format din 13 membri,
numiți prin decizie a primului -ministru, acesta având rolul de a asigura armonizarea intereselor
operatorilor economici din sector ul energiei electrice, termice ș i al gazelor naturale cu cele ale
consumatorilor, și de a evalua impactul reglementărilor emise de ANRE pentru piața de energie .

Analiza evoluției indicatorilor economico -financiari care caracterizează activitatea ANRE
Conform Contului de rezultat patrimonial încheiat la finele anului 2013 și anului 2014, situația
veniturilor și cheltuielilor efectuate în perioada analizată este prezentată în tabelul de mai jos:
– mii lei-
Nr. crt . Denumire indicator 2013 2014 Diferențe
0 1 2 3 4=3-2
1 Venituri proprii din t axe și contribuții, privind: 79.758 77.998 -1.760
– Energia electrică 50.737 46.058 -4.679
– Gaze naturale 28.263 31.366 3.103
– Eficiență energetică 683 573 -110
– altele 73 –
2 Finantări, subvenții, transferuri, aloc ații bugetare cu
destinație specială 518 183 -335
3 Alte venituri operaționale – 7
TOTAL VENITURI OPERAȚIONALE 80.277 78.189 -2.088
4 Salarii și contribuții 43.715 54.744 11.029
5 Stocuri, lucrări executate de terți 5.190 5.772 582
6 Subventii și tra nsferuri – 199 7 Cheltuieli de capital, amortizări, provizioane 682 1.410 728
8 Alte cheltuieli operaționale 198 84 -114
TOTAL CHELTUIELI OPERAȚIONALE 49.786 62.210 12.424
REZULTAT PATRIMONIAL EXCEDENT 30.491 15.979 -14.512

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 12 din 129 Deși, în anul 2014 , venitu rile proprii ale ANRE în sumă totală de 78.189 mii lei au scăzut cu
2.088 mii lei față de veniturile aferente anului 2013 , în aceeași perioadă cheltuielile operaționale , în
sumă totală de 62.210 mii lei, au crescut cu suma de 12.424 mii lei.
Creșterea chel tuielilor operaționale s-a datorat în mare măsură majorării cheltuielilor cu
salariile și contribuțiile, care au ajuns în anul 2014 la suma de 54.744 mii lei, înregistrând o creștere
în valori absolute cu 11.029 mii lei, respectiv cu cca. 25% , față de anul 2013 . Astfel, raportat la un
număr de 267 posturi ocupate în anul 2013, salariul mediu lunar a fost de aproximativ 14 mii lei
(3.150 euro) , iar raportat la un număr de 273 posturi ocupate la finele anului 2014, salariul mediu
lunar a fost de aproximativ 1 7 mii lei (3.825 euro) , în creș tere cu 22 %.
Se remarcă faptul că ponderea cheltuieli lor cu salariile și contribuțiile aferente acestora, în
totalul cheltuielilor operaționale , a reprezentat cca. 88% , atât în anul 2013, cât și în anul 2014.
Rezultatul pat rimonial al ANRE a înregistrat în anul 2014 un excedent în sumă de 15.979 mii
lei (3,6 milioane euro) , în scădere cu cca. 47% , respectiv cu 14.512 mii lei, față de excedentul
anul ui 2013 .

Societatea Comercială Operatorul Pieței de Energie Electrică și de Gaze Naturale
(SC“OPCOM” SA )
Operatorul Pieței de Energie Electrică “OPCOM” SA (OPCOM SA) a fost înființat î n
baza Hotărârii Guvernului nr. 627/2000, ca persoană juridică română , cu statut de societate pe
acțiuni – filială a Companiei Naționale de Transpo rt al Energiei Electrice “Transelectrica” SA.
OPCOM SA are ca scop asigurarea unui cadru organizat de desfășurare a tranzacțiilor
comerciale în domeniul energiei electrice, gazelor naturale și mediului.
În domeniul energiei electrice, OPCOM SA a asigurat organizarea și administrarea piețelor
centralizate de energie în baza Licenței nr. 407 /2001 acordate de ANRE , în ceea ce privește
tranzacționarea angro de energie electrică pe termen scurt, mediu și lung .
Activitatea principală a OPCOM SA constă în pregătir ea, organizarea, administrarea și
dezvoltarea în conformitate cu legislația aplicabilă , a piețelor centra lizate de energie electrică și
gaze naturale .

Analiza evoluției indicatorilor economico -financiari care caracterizează activitatea OPCOM
SA
Conform si tuațiilor financiare încheiate în perioada 2010 -2014, principalii indicatori economico –
financiari realizați se prezintă astfel :
– mii lei-
Indicator Realizări la Realizări la Realizări la Realizări la Realizări la
31.12.2010 31.12.2011 31.12.2012 31.12.2013 31.12.2014
Venituri totale 19.135 18.013 16.785 20.478 30.754
Cheltuieli totale 16.832 15.708 16.030 19.590 21.88 3
Rezultatul brut 2.304 2.305 755 888 8.871
Impozit pe profit 410 423 147 344 1.532
Profitul contabil după deducerea
impozitului pe profit 1.893 1.881 608 544 7.339
Surse de finanțare a investițiilor 918 2.635 2.949 2.218 3.440
Cheltuieli pentru investiții 918 2.635 2.949 2.052 3.440
Rezerve 5.752 5.842 6.018 6.110 6.374
Număr mediu de personal 77 77 76 80 88

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 13 din 129 Indicator Realizări la
31.12.2010 Realizări la
31.12.2011 Realizări la
31.12.2012 Realizări la
31.12.2013 Realizări la
31.12.2014
Productivitatea muncii pe total
personal mediu( mii lei/pers) 248 234 221 256 349
Cheltuieli totale la 1000 lei venituri
totale 880 872 955 957 712
Cheltuieli de exploatare 16.796 15.672 15.976 19.532 21.762
Cheltuieli cu personalul 6.982 7.165 7.584 8.497 10.074
Cheltuieli de exploatare la 1000 lei
venituri totale 878 870 952 954 708
În perioada 2010 – 2014 , la nivelul OPCOM SA, atât veniturile totale, cât și cheltuielile totale
au înregistrat o evoluție ascendentă, astfel: veniturile totale realizate au crescut de la 19.135 mii lei
în anul 201 0, la 30.754 mii lei în anul 2014 , iar cheltuielile totale au cre scut de la 16.832 mii lei în
anul 201 0, la 21.883 mii lei în anul 201 4. Acest fapt a condus la majorarea valorii rezultatului
brut înregistrat , de la valoarea de 2.304 mii lei , în anul 201 0, la valoarea de 8.871 mii lei , în anul
2014.
Numărul mediu de personal a crescut de la 77 în anul 201 0, la 88 în anul 201 4, iar
productivitatea muncii a crescut de la 248 mii lei/persoană în 201 0, la 349 mii lei/persoană în anul
2014. Astfel, raportat la un număr de 80 posturi ocupate în anul 2013, salariul mediu lunar a
fost de aproximat iv 9 mii lei, iar raportat la un număr de 88 posturi ocupate la finele anului 2014,
salariul mediu lunar a fost de aproximativ 9,5 mii lei, în creștere cu 8%.
De asemenea, s-a înregistrat o creștere a cheltuielilor pentru investiții , de la 918 mii lei în
anul 2010 , la 3.440 mii lei în anul 2014.

3. Prezentarea obiectivului general și a obiectiv elor specifice misiunii de audit
Obiectivul general al acțiunii Auditul performanței privind piața de energie electrică, pentru
perioada 2010 – 2014 , a constat în evaluarea modului de implementare a politicilor și strategiilor
Guvernului în domeniul energiei electrice, precum și evaluarea modului de funcționare al pieței
energiei electrice, respectiv economicitatea, eficiența și eficacitatea activităților desfășurate de
operatorii economici participanți la această piață.
În acest sens, auditorii publici externi au urmărit :
 economicitatea realizată în gestionarea resurselor alocate pentru derularea activităților
specifice pieței de energie electrică, respectiv măsura î n care, prin politicile și practicile adoptate , se
asigură minimizarea costului resurselor utilizate fără a se compromite satisfacerea necesarului de
energie electrică atât în prezent cât și pe termen mediu și lung, în condiții de calitate și siguranță în
alimentare;
 eficiența utilizării resurselor umane, materiale, financiare pentru maximizarea rezultatelor în
raport cu resursele utilizate , prin stabilirea raportului optim între rezultatele obținute și costul
resurselor utilizate în vederea obținerii acest ora;
 eficacitatea utilizării fondurilor alocate, respectiv stabilirea gradului de îndeplinire a
obiectivelor stabilite în vederea unei gestionări și administrări eficace a resurselor, precum și
compararea impactului efectiv realizat cu impactul previzionat .
Obiectivele specifice urmărite în această acțiune de audit al performanței sunt:
 Evaluarea măsurilor întreprinse în vederea atingerii obiectivelor stabilite prin Strategia
Europa 2020, în ceea ce privește promovarea surselor regenerabile de energie și ef iciența energetică;
 Evaluarea modului în care s -au realizat și implementat politicile și strategiile Guvernului în
domeniul energiei electrice;

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 14 din 129  Evaluarea nivelului producției și consumului de energie electrică în România și a factorilor
care au influențat evoluția acestor indicatori;
 Evaluarea situației și evoluției capacităților de producție, transport și distribuție a energiei
electrice, precum și a eficienței investițiilor realizate în rețelele electrice ;
 Evaluarea funcționării pieței de energie electric ă în România în raport cu legislația specifică;
 Evaluarea prețurilor și tarifelor la energie electrică destinată consumatorilor finali, precum și
a factorilor care au influențat evoluția acestor indicatori în perioada auditată;
 Evaluarea organizării struct urale a entită ților auditate, în vederea îndeplinirii atribuțiilor
stabilite prin legislația specifică;
 Evaluarea modului de exercitare a atribuțiilor de control cu privire la respectarea legislației
specifice, de către operatorii economici din sectorul en ergiei electrice ;
 Obiectivele prevăzute de pct. 373 din RODAS, referitoare la evaluarea sistemului de control
intern din cadrul entităților auditate .

4. Descrierea metodologiei de audit, a abordărilor auditului, respectiv a procedurilor
de audit utilizat e pentru colectarea și analizarea datelor și informațiilor
Procedurile de audit utilizate pentru realizarea misiunii de audit al performanței au fost
selectate în funcție de specificul activității entităților auditate și de obiectivele specifice stabilite în
faza de planificare a auditului .
Probele de audit au fost sintetizate , analizate și interpretate pe măsură ce au fost obținute,
auditorii analizând în ce măsură acestea sunt sau nu convingătoare , în vederea obținerii de probe
suplimentare care să fie c olectate din surse diferite.
În etapa de execuție a auditulu i performanței, pentru a stabil i dacă toate categoriile de
operațiuni verificate respectă principiile de economicitate, eficiență și eficacitate, auditorii publici
externi au aplicat următoarele proceduri de fond : proceduri analitice; teste de detaliu.
a) Procedurile analitice utilizate pentru analiza probelor de audit, prin care se explică ceea ce
s-a constatat și se stabilește legătura dintre cauză și efect: analiza comparativă (Benchmarking),
analiza nivelului de îndeplinire a obiectivelor, analiza cost – beneficiu.
b) Testele de detaliu sunt proceduri de fond pe care auditorii publici externi le -au aplicat
asupra unor operațiuni economice pentru perioada verificată și care au luat forma unor te hnici
specifice de obținere a probelor, utilizate în scopul obținerii de probe de audit, pentru a formula
concluzii privind caracterul real, exact, legal și complet al acestor operațiuni , respectiv: observarea,
examinarea documentelor, intervievarea, chest ionarea.
Pe parcursul misiunii de audit, a uditorii publici externi au solicitat chestionare în vederea
obținerii unor date și informații, astfel:
– de la 627 operatori economici (461 pr oducători și 166 furnizori) pen tru evaluarea Schemei
de promovare a ene rgiei produse din surse regenerabile;
– de la 37 operatori economici (producători de energiei electrică) pentru evaluarea Schemei
de ajutor de stat pentru promovarea cogenerării de înaltă eficiență;
– de la 22 operatori economici (producători, distribuito ri, furnizori și operatorul de transport)
privind nivelul investițiilor în curs de execuție, înregistrate la 31.12.2014;
– de la 15 operatori economici pentru evaluarea gradului de realizare a proiectelor de
investiții prevăzute în Strategia energetică a R omâniei;
– de la 9 operatori economici (operatori principali de distribuție și la operatorul de transport)
pentru evaluarea stării tehnice a rețelelor electr ice de transport și distribuție .

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 15 din 129 CAPITOLUL II
Sinteza principalelor constatări și concluzii

1. Strategia Europa 2020 – obiective de realizat în sectorul energiei
Politica Uniunii Europene în domeniul energiei, potrivit articolul ui 194 din Tratatul privind
funcționarea Uniunii Europene, urmărește în principal :
(a) să asigure funcționarea pieței energi ei;
(b) să asigure siguranța apro vizionării cu energie în Uniune ;
(c) să promoveze eficiența energetică și economia de energie , precum și dezvoltarea de noi
surse de energie și energii regenerabile și
(d) să promoveze interconectarea rețelelor energetic e.
Totodată, la articolul 122 din același Tratat, se prevede : “fără a aduce atingere celorlalte
proceduri prevăzute în tratate, Consiliul, la propunerea Comisiei, poate decide, în spiritul
solidarității dintre statele membre, să adopte măsuri corespunzătoa re situației economice, în
special în cazul în care apar dificultăți grave în aprovizionarea cu anumite produse, în special în
domeniul energiei”.
Comisia Europeană a elaborat o nouă strategie economică (aprobată de Consiliul European
din 17 iunie 2010 ), denumită Strategia Europa 2020, care propune o nouă viziune economică, care
să ajute UE să iasă din criză și să edifice o economie inteligentă, durabilă și favorabilă incluziunii, cu
niveluri ridicate de ocupare a forței de muncă, de productivitate și de co eziune socială.

Strategia Europa 2020 are în vedere trei priorități tematice, care se întrepătrund și se
condiționează reciproc , respectiv : creștere economică inteligentă , creștere economică durabilă ,
creștere economică favorabilă incluziunii .
În vederea aplicării Strategiei Europa 2020, Comisia Europeană a propus atingerea , până
în anul 2020 , la nivel european, a următoarelor 5 obiective :
 rata de ocupare a populației cu vârsta cuprinsă între 20 și 64 ani – minimum 75% ;
 nivelul investițiilor în cercetare ș i dezvoltare – 3% din PIB -ul UE;
 atingerea obiectivului „ 20/20/20 " (sau 30/20/20, în cazul respectării anumitor
condiții) în domeniul schimbărilor climatice și al energiei;
 rata părăsirii timpurii a școlii – 10% , iar ponderea populației cu studii superioar e și
vârsta între 30 și 34 de ani – cel puțin 40% ;
 reducerea cu 20 de milioane a numărului cetățenilor europeni amenințați de sărăcie
(ceea ce ar corespunde reducerii cu 25% a numărului de persoane cu risc de sărăcie).

Consiliul Europei a aprobat al treil ea obiectiv ( din cele cinci propuse în cadrul Strategiei
Europa 2020 ), respectiv obiectivul „20/20/20” în domeniul schimbărilor climatice și al energiei,
prin trei obiective distincte, dar interconectate:
– reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră (G ES) cu cel puțin 20% față de nivelurile din
1990 sau cu 30% , dacă există condiții favorabile;
– creșterea la 20% a ponderii surselor regenerabile de energie în consumul final de energie;
– creșterea cu 20% a eficienței energetice (corespunzând unei cifre de 1.483 Mtep1 de
consum de energie primară) .

1 MTep – milioane T one Echivalent Petrol este o unitate de măsur ă a energiei , egal ă cu energia chimică eliberată prin arderea unui milion tone petrol.

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 16 din 129 1.1. Creșterea la 20% a ponderii surselor regenerabile de energie în con sumul
final de energie

Investițiile globale anuale în energia regenerabilă au crescut în ultimii ani, de la 39 miliarde
dolari în anul 2005 , la 100 miliarde dolari în anul 2007 , iar în anul 2010 , tehnologiile pentru
producerea de “energie verde” au atras 243 miliarde dolari pentru finanțarea investițiilor. 1
 La nivelul UE , ponderea energiei din surse regenerabile în consumul final br ut de energie
a crescut la 8,5 % în 2005 și la 14,4 % în 2012 , cu 5,6 % sub nivelul prevăzut în obiectivul
Strategiei Europa 2020. Aceste progrese s -au datorat utilizării unor mecanisme de sprijin și
introducerii unor stimulente pentru promovarea surselor regenerabile de energie. UE are în prezent o
poziție de lider în ceea ce privește investițiile în surse regenerabile de energie și în special
dezvoltarea rapidă a energiei eoliene și solare.
Țările cu cele mai bune performanțe sunt: Suedia, Austria și Esto nia, iar țările cu cele mai
slabe performanțe sunt: Malta, Luxemburg, Belgia, Regatul Unit, Țările de Jos și Franța. În c adrul
UE, decalajul dintre țări a crescut din 2005, de la 40,4 puncte procentuale la 52,1 puncte procentuale
în 2012, cu valori între 0 ,3 % în Malta și 52,4 % în Suedia, România situându -se între țările care au
realizat ținta stabilită la nivelul UE , de 20%.
 În România , ponderea surselor regenerabile de energ ie în consumul final de energie a fost
în anul 2010 de 22,3%, în 2011 de 21,2% , iar în 2012 de 22,9%, situându -se peste media reali zată
în Uniunea Europeană de 14,4 % în anul 2012.
La nivel național, pentru promovarea producției de energie din surse regenerabile au fost
adoptate urmatoarele acte normative : Legea nr. 220/ 2008 pentru stab ilirea sistemului de
promovare a producerii energiei din surse regenerabile de energie ; Hotărârea Guv ernului nr.
1479/2009 pentru stabilirea sistemului de promovare a producerii energiei din surse regenerabile de
energie ; Legea nr. 139/2010 privind modific area și completarea Legii nr. 220/27.10.2008; Legea
nr. 134/ 2012 pentru aprobarea Ordonanței de urgență a Guvernului nr. 88/2011 .
Guvernul României, prin Memorandumul cu tema Aprobarea valorilor finale ale
obiectivelor României pentru Strategia Europa 202 0, a acceptat pentru anul 2020, atingerea
nivelului de 24% al ponderii surselor regenerabile de energie în consumul final de energie .
De asemenea, Guvernul României a aprobat , în anul 2010, Planul Național de Acțiune în
Domeniul Energiei din Surse Regene rabile (PNAER) elaborat de Ministerul Economiei, prin care
au fost stabilite obiectivele naționale privind ponderea energiei din surse regenerabile și traiectoria
orientativă pentru atingerea acestora, ținând seama de efectele măsurilor altor politici și s trategii
naționale de dezvoltare și în corelare cu limitările impuse de rețeaua de transport și distribuție și
rezerva disponibilă pentru echilibrarea SEN și funcționarea în siguranță a acestuia.
Totodată, au fost elaborate 2 Programe Naționale de Reformă (PNR) prin care au fost
prezentate progresele înregistrate privind ponderea energiei din SRE în consumul final brut de
energie, măsurile întreprinse și măsurile de urmat pentru atingerea obiectivului național, respectiv:
 Planul Național de Reformă 2011 -2013 (aprobat în șe dința Guvernului din data de
29.04.2011 );

1 Filip Cârlea – Atlas – Ghid al valorii potențialului energetic exploatabil al surselor regenerabile din România, 2013
“Energia din surs e regenerabile are capabilitatea să ridice națiunile
cele mai sărace la un nivel ridicat de prosperitate”
(Ban Ki -moon – Secretar General ONU)

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 17 din 129  Planul Național de Reformă 2014 (elaborat în octombrie 2013 ).
În Planul Național de Reformă 2014 , au fost prezentate progresele înregistrate privind
ponderea energiei din surse regenerabile (SRE) în consumul final brut de energie ( 22,9% în 2012 ,
față de 21,4% în anul 2011 ) și măsurile întreprinse, referitoare în principal la:

1.1.1. Sursele regenerabile de energie în România și la nivel mondial
Energia regenerabilă este energia care provine di n resurse naturale, cum ar fi: lumina
soarelui, vântul, ploaia, mareele și din căldura geotermală, surse care sunt regenerabile (completate în
mod natural).
România beneficiază de o diversitate de forme de energie regenerabilă care pot fi utilizate
în alim entarea cu energie a zonelor rurale sau urbane, respectiv: biomasa ; energia hidro ; energia
eoliană ; energia geotermală ; energia solară .

1.1.2. Promovarea energiei din surse regenerabile (E -SRE) prin intermediul
certificatelor verzi

A) Considerații gene rale
Energia electrică produsă din surse regenerabile de energie (E -SRE) reprezintă energia
electrică produsă în centrale electrice care utilizează exclusiv surse regenerabile de energie (SRE),
precum și proporția de energie electrică produsă din SRE în c entrale electrice multi -combustibil care
utilizează atât SRE, cât și surse convenționale de energie.
În România, prin Legea nr. 220/2008 pentru stabilirea sistemului de promovare a
producerii energiei din surse regenerabile de energie , republicată, cu modi ficările și completările
ulterioare, a fost reglementat Sistemul de promovare a E -SRE prin certificate verzi , sistem
derulat prin tranzacționarea certificatelor verzi combinată cu cotele o bligatorii de certificate verzi.
Certificatul Verde (CV) , potrivit acestui act normativ, este definit ca fiind titlul ce atestă
producerea din surse regenerabile de energie a unei cantități de energie electrică , reprezentând în fapt
un document care atestă producerea de e nergie electrică din surse regenerabile de energie . În funcție
de tipul de SRE utilizată, pentru 1 MWh de energie electrică produsă se acordă un număr diferit de
CV (până la 6 CV /MWh ).

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 18 din 129 Durata de valabilitate a certificatelor verzi (perioada în care acestea pot fi tranzacționate) a
fost până în martie 201 4 de 16 luni, iar ulterior aceasta a fost redusă la 12 luni.

B) Prezentarea generală a sistemului de promovare a E -SRE prin certificate verzi
Comisia Europeană la data de 13.07.2011 a autorizat Sistemul de promovare a E -SRE
privind acordarea ajutoru lui de stat sub forma certificatelor verzi (denumit și schema de promovare),
prin Decizia CE (2011) 4938 privind ajutorul de stat SA 33134(20011/N) pentru România –
certificate verzi pentru promovarea producerii energiei electrice din surse regenerabile de energie .
Potrivit acesteia, Ministerul Economiei, Comerțului și Mediului de Afaceri (MECMA) a fost
nominalizat ca fiind autor itatea care acordă ajutorul , fiind estimat inițial un buget aferent Schemei de
promovare a E -SRE de 80.713 milioane lei (aproximat iv 19,5 miliarde EURO ), astfel:
– milioane lei –
Anul 2011 2012 2013 2014 2015 2016 TOTAL
Buget 23.305 13.902 14.504 10.666 9.322 9.015 80.713
Față de valoarea totală estimată a bugetului Schemei de promovare a E -SRE prin
acordarea d e certificate verzi, fondurile de care au ben eficiat producătorii de E -SRE, în perioada
2011 -2014, au înregistrat ponderi cuprinse între 33,7% -50,8% , astfel: 33,7% în anul 2011, 50,8%
în anul 2012, 43,4% în anul 2013 și 35,6% în anul 2014 .
La nivel națio nal, condițiile necesare implementării Schemei de promovare a E -SRE
prin acordarea de certificate verzi nu a fost aprobată de Guvernul României , în conformitate cu
prevederile art. 66 din Legea 13/2007 și art. 3 (3) din Ordonanța de Urgență a Guvernului n r.
117/2006 , respectiv nu a fost emisă o Hotărâre de Guvern , în care să fie prevăzute următoarele
elemente esențiale ale schemei:
– autoritatea de acordare , implementare,
– modalitatea acordării ajutorului de stat,
– cuantumul fondurilor alocate în acest scop din bugetul autorității publice centrale sau
locale, în conformitate cu legislația în domeniu, etc.
C) Beneficiarii schemei de promovare a E -SRE
Schema de promovare a E -SRE prin certificate verzi se aplică producătorilor de energie
electrică din surs e regenerabile de energie care livrează energie în rețeaua electrică sau direct la
consumatori (inclusiv pentru consumul final propriu , altul decât consumul tehnologic) , precum și
furnizorilor de energie electrică, cărora li se impune obligația achiziției unui număr de certificate
verzi în funcție de cantitatea de energie furnizată consumatorilor finali.
Practic , acest sistem constă în acordarea de certificate verzi în mod gratuit
producătorilor de E -SRE , care obțin venituri suplimentare din vânzarea certif icatelor astfel
primite, către furnizori , ca rezultat al aplicării schemei de promovare.
 În perioada auditată, energia electrică produsă de beneficiarii sistemului de
promovare a E -SRE din România a înregistrat o evoluție ascendentă, de la 677 GWh în a nul
2010, la 6.279 GWh în anul 2013 și 7.859 GWh în anul 2014, această creștere datorându -se în
principal creșterii capacității electrice instalate în centralele electrice care au beneficiat de acest
sistem, de la 561,2 MW în anul 2010, la 4.349 MW în anul 2013.

D) Aplicarea sistemului de promovare a E -SRE în funcție de resursele utilizate în
producerea de energie
Conform art. 3 (1) din Legea nr. 220/2008, sistemul de promovare a E -SRE se aplică
pentru energia electrică livrată în rețeaua electrică și/sau direct la consumatori, produsă din

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 19 din 129 următoarele surse regenerabile de energie : hidraulică , utilizată în centrale cu o putere instalată de
cel mult 10 MW; eoliană ; solară ; geotermală; biomasă ; biolichide ; biogaz; gaz de fermentare a
deșeurilor și gaz de fer mentare a nămolurilor din instalațiile de epurare a apelor uzate.

Gradul de îndeplinire a țintei naționale privind energia electrică produsă din surse
regenerabile
Nivelul țintelor naționale privind ponderea energiei electrice produsă din surse regenerab ile
de energie în consumul final brut de energie electrică a fost stabilit prin Legea nr. 220/2008 ,
respectiv de 33% pentru anul 2010, 35% pentru anul 2015 și de 38% pentru anul 2020.
 S-a constat at faptul că, România a atins nivelul țintei privind ponder ea energiei
electrice produse din surse regenerabile de energie în consumul final brut de energie electrică stabilit
pentru anul 2020 (38% ), încă din anul 2013 când a fost înregistrată o pondere de 40%,
înregistrând un trend ascendent în continuare, astfel că, în anul 2014 această pondere a atins
nivelul de 44%, dupa cum urmează :
Indicator UM 2010 2011 2012 2013 2014
Producția E -SRE GWh 17.721 18.851 20.237 22.690 24.782
Consumul final brut de energie electrică GWh 57.503 59.363 59.732 56.478 55.796
Ponderea E -SRE în consumul final brut de energie
electrică % 31 32 34 40 44
Reprezentarea grafică a evoluției gradului de realizare a țintei naționale de E -SRE în
consumul final brut de energie electrică al României , este prezentată în figura următoare:

Sursa: ANRE – Raport de monitorizare a funcționării sistemului de promovare a energiei electrice produse din surse regenerabile în anul 2013 si date preliminare pentru
2014
Certificate și garanții de origine
Prin Legea nr. 139/2010 s -a prevăzut emiterea garanțiilor de origine ca fiind un document
prin care:
a) se specifică sursa regenerabilă de energie din care a fost produsă ene rgia electrică,
indicând data, locul de producție și puterea instalată a capacității de producere;
b) permite producătorilor de energie electrică din surse regenerabile de energie să
demonstreze că energia electrică pe care o vând este produsă din surse regenerabile de energie.

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 20 din 129 ANRE a elaborat Regulamentul de emitere și urmărire a garanțiilor de origine pentru
energia electrică pro dusă din surse regenerabile de energie , act normativ aprobat prin Hotărârea
Guvernului nr. 1232/2011.
 În acest context , ANRE a emis garanții de origine pentru energia electrică produsă
din surse regenerabile începând cu anul 2012, dar fără a publica anua l la termen (30 martie al
fiecărui an) un raport al garanțiilor de origine emise.

E) Atribuțiile entităților implicate în derularea sistemului de promovar e a E -SRE prin
certificate verzi
Au fost stabilite atribuții pentru entitățile implicate în derularea sistemului de promovare a E –
SRE, astfel:
► Atribuțiile Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE )
Potrivit art. 6 din Legea nr. 220/2008, republicată, ANRE are în principal următoarele
atribuții:
 acreditează grupurile/c entralele electrice care beneficiază de schema de promovare prin
certificate verzi, în temeiul Regulamentului de acreditare a producătorilor de energie electrică din
surse regenerabile de energie pentru aplicarea schemei de promovare;
 elaborează cadrul d e reglementare pentru monitorizarea costurilor/veniturilor de
producere a producătorilor de energie electrică din surse regenerabile care beneficiază de schema
de promovare prin certificate verzi;
Conform OUG 57/ 2013, producătorii de energie electrică din surse regenerabile de energie
beneficiază de certificate verzi, după acreditarea acestora de către ANRE, începând cu data emiterii
deciziei de acreditare.
În perioada 2010 -2014, numărul producătorilor de E -SRE acreditați anual de ANRE a
avut o evoluție as cendentă, de la 48 operatori economici în anul 2010 , la 622 operatori economici în
anul 2014 , înregistrându -se o creștere de cca. 13 ori , astfel:
Anul Eolian Hidro Biomasa Fotovoltaic Total
2010 26 18 3 1 48
2011 42 32 4 4 82
2012 56 47 7 41 151
2013 73 77 14 395 559
2014 73 81 19 456 622
Sursa: ANRE – Raport de monitorizare a funcționării sistemului de promovare a energiei electrice produse din surse regenerabile.
Totalul este mai mic deoarece sunt producători cu centrale electrice acreditate pe mai multe tehnologii.
Creșterea cea mai importantă în ceea ce privește numărul producătorilor de E -SRE acreditați
de ANRE a fost înregistrată de operatorii economici producători de energie electrică din surse solare
(radiații solare), respectiv de la 1 producă tor la sfârșitul anului 2010 , la 456 producători la sfârșitul
anului 2014 , această creștere fiind influențată în mare parte de faptul că pentru energia produsă
din sursă solară, s-a prevăzut acordarea celui mai mare număr de certificate verzi pentru un
MWh de energie produsă și livrată, respectiv 6 certificate verzi/MWh (până la începutul anului
2014 ), în raport cu alte surse de energie (energie eoliană – 2 CV/MWh, energie hidro – 0,5 – 3
CV/MWh (în funcție de centrala hidroelectrică), energie geotermală – 2 CV/MWh).
Față de numărul producătorilor de E -SRE acreditați de ANRE, numărul
producătorilor care au beneficiat de acest sistem s -a situat între 48 operatori economici în anul
2010 și 483 operatori în anul 2013.

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 21 din 129 În vederea monitorizării pieței de certif icate verzi, ANRE are atribuții în ceea ce privește:
 întocmirea anuală a unui raport privind modul de funcționare a sistemului de promovare
a E-SRE;
 întocmirea trimestrial, a unui raport privind monitorizarea pieței de energie și a pieței
certificatel or verzi, pe care îl transmite comisiilor de specialitate ale Parlamentului și
ministerului cu atribuții în domeniul energiei.
 Analiza modului în care a fost efectuată monitorizarea pieței de certificate verzi a
evidențiat lipsa unei monitorizări coresp unzătoare și eficiente a acestei piețe , respectiv:
– existența unor neconcordanțe privind informațiile furnizate de OPCOM SA și CNTEE
Transelectrica SA , referitoare la: producția de E -SRE care benefic iază de sistemul de promovare,
numărul de certificate ve rzi și valoarea acestora incluse în fact urile emise către consumatorii finali,
numărul de certificate verzi utilizate anual pentru îndeplinirea cotei anuale obligatorii;
– nu au fost calculați și urmăriți toți indicatorii de monitorizare ai pieței certifi catelor
verzi (gradul de realizare a prognozelor producției de E -SRE elaborate de producători – pentru anii
2010 și 2011; eficacitatea valorificării producției potențiale de SRE – pentru anul 2011; prețul de
închidere al PCCV) ;
– nu au fost întocmite la termen , rapoarte le trimestriale de monitorizare a acestei piețe.
Cauzele monitorizăr ii ineficiente a pieței certificatelor verzi se datore ază nesolicitării de
informații privind veniturile și costurile înregistrate de producătorii E -SRE pe fiecare tip de re sursă,
operațiunile efectuate de operatorii economici privind tranzacționarea certificatelor verzi, precum și a
contravalorii acestora inclusă în facturile consumatorilor finali de energie .

► Atribuțiile Ministerului cu atribuții în domeniul energiei (Ministerul Economiei –
Departamentul pentru Energie – MEIMMA):
Potrivit prevederilor art. 13 din Legea nr. 220/2008 , republicată, Ministerul cu atribuții în
domeniul energiei are în principal următoarele atribuții:
a) elaborează strategia de valorificare și promovare a surselor regenerabile de energie;
b) evaluează potențialul tehnic, economic și ecologic pentru fiecare tip de resursă
regenerabilă de energie;
c) structurează potențialul stabilit conform lit. b) pe zonele de licență aferente operatorilor de
distribuție de energie electrică ce au calitatea de concesionari în contractele de concesiune;
d) elaborează, împreună cu ANRE, cadrul unitar de norme și reglementări privind
utilizarea surselor regenerabile de energie.
Totodată, Ministerul cu atribuții în d omeniul energiei , elaborează Planul național de
acțiune în domeniul energiei regenerabile potrivit modelului stabilit de Comisia Europeană.
 S-a constatat neparticiparea Ministerului Economiei, Comerțului și Mediului de
Afaceri (MECMA) în aplicarea Siste mului de promovare E -SRE așa cum a fost autorizat prin
Decizia CE (2011) 4938 privind ajutorul de stat SA 33134 (20011/N) pentru România – certificate
verzi pentru promovarea producerii energiei electrice din surse regenerabile de energie , în sensul
că, deși prin această Decizie, MECMA a fost nominalizat în calitate de autoritate care acordă
ajutorul, în legislația națională această calitate nu a fost prevăzută, situație în care prin bugetul
acestei autorităț i nu au fost prevăzute fonduri în acest scop.
► Atribuțiile administratorului pieței de certificate verzi (OPCOM SA):
Operatorul Pieței de Certificate Verzi (OPCOM SA) este persoana juridică ce asigură
tranzacționarea certificatelor verzi și care determină prețurile pe piața centralizată a certificate lor

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 22 din 129 verzi, înde plinind funcțiile prevăzute în Regulamentul de organizare și funcționare a pieței de
certificate verzi , aprobat prin Ordinul președintelui ANRE nr. 44/ 2011 și ulterior prin Ordinul
președintelui ANR E nr. 57/2013 .
Astfel, potrivit cadrului legal aplicabil , OPCOM SA avea următoarele atribuții:
– elaborează conținutul convenției de participare la PCV și îl propune spre avizare la ANRE;
– administrează în condiții de transparență, obiectivitate și nedis criminare , tranzacțiile
derulate pe PCCV/PCBCV;
– stabilește și publică pe site -ul propriu numărul de CV tranzacționate și prețul din
fiecare sesiune de tranzacționare pe PCCV;
– stabilește drepturile și obligațiile de plată ale participanților la PCCV, având la baza o
procedură proprie avizată de ANRE;
– transferă CV tranzacționate din contul vânzătorului în contul cumpărătorului pentru
tranzacțiile încheiate pe PCV;
– transmite ANRE , în formă electronică, până în ultima zi lucrătoare a lunii de
tranzacți onare, pentru fiecare sesiune de tranzacționare, un raport care conține informațiile
referitoare la funcționarea PCV.

► Atribuțiile Operatorului de transport și sistem (CN TEE TRANELECTRICA SA):
Operatorul de transport și sistem (CNTEE Transelectrica SA) , pentru cantitatea de energie
electrică produsă din centrale electrice care utilizează surse regenerabile de energie, emite lunar ,
certificate verzi producătorilor .
 În perioada auditată, conform datelor publicate de CNTEE Transelectrica SA , din totalul
de 30.757.466 certificate verzi acordate producătorilor de energie electrică din surse regenerabile,
cel mai mare număr de CV a fost emis producători lor din surse eoliene (17.031.291 CV),
reprezentând 55,37% din numărul de certificate verzi acordate în a ceastă perioadă.
Pe tipuri de tehnologii de producere a E-SRE , situația se prezintă grafic astfel :

Sursa: Transelectrica

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 23 din 129 F) Numărul de certificate verzi de care beneficiază producătorii de energie din surse
regenerabile
În perioada auditată, potrivi t cadrului legal aplicabil, producătorii de E-SRE au beneficiat
de certificate verzi proporțional cu cantitatea de energie electrică pr odusă și livrată în rețelele
electrice , iar numărul de certificate prevăzut a se acorda a fost diferit pe tipuri de energ ie și a
evoluat în sensul descreșterii .
Cel mai mare număr de certificate verzi a fost prevă zut a se acorda pentru energia solară .
Astfel, p rin Ordonanța de Urgență a Guvernului nr. 88/12.10.2011 , s-a prevăzut acordarea a 6
certificate verzi pentru fiecare MWh energie electrică produsă și livrată, numărul acestora fiind
redus începând cu 01.01.2014, la 3 certificate verzi pentru fiecare MWh, în baza Hotărârii
Guvernului nr. 994/20 13.
Cel mai redus număr de certificate verzi a fost prevă zut a se acorda pentr u energia
eoliană . Astfel, prin Ordonanța de Urgență a Guvernului nr. 57/04.06.2013 , s-a prevăzut
acordarea unui singur certificat verde pentru fiecare MWh energie electrică produsă și livrată,
numărul acestora fiind redus începând cu 01.01.2014, la 0,5 ce rtificate verzi pentru fiecare MWh, în
baza Hotărârii Guvernului nr. 994/ 2013 .
G) Neîndeplinirea cotelor anu ale obligatorii de achiziție a certificatelor verzi.
Cota anuală obligatorie de achiziție de certificate verzi reprezintă cota de achiziție de
certificate verzi impusă furnizorilor de energie electrică.
Numărul de certificate verzi pe care furnizorii de energie electrică au fost obligați să -l
achiziționeze anual se determină ca produs între valoarea cotei obligatorii de achiziție de
certificate verz i, pe de o parte , și cantitatea de energie electrică furnizată anual de către fiecare
furnizor, consumatorilor finali, pe de altă parte.
În perioada auditată, furnizorii și producătorii de energie electrică, care nu au realizat
cota obligatorie de certific ate verzi , aveau obligația de a plăti contravaloarea certificatelor verzi
neachiziționate, astfel:
– 70 euro/CV neachiziționat, în perioada 01.01.2010 – 12.07.2010 ;
– 110 euro/CV neachiziționat, în perioada 13.07.2010 – 31.12.2014 .
Începând cu anul 2011 , contravaloarea certificatelor verzi neachiziționate (penalitățile) a
fost colectată de Administrația Fondului pentru Mediu , în temeiul art. 12 alin (5) din Legea nr.
220/2008 , republicată, cu modificările și completările ulterioare.
Contravaloarea unitară a certificatelor verzi neachiziționate de operatorii economici cu
obligație de achiziție, în perioada 2010 -2014 , a fost stabilită de ANRE la valori cu prinse între
467lei/CV – 532,44 lei/CV, după cum urmează:
Indicator 2010
(Legea
nr. 220/2008) 2011
(Ordi nul
nr. 8/2011) 2012
(Ordinul
nr. 4/2012) 2013
(Ordinul
nr. 10/2013) 2014
(Ordinul
nr. 14/2014)
Valoare CV
neachiziționate(lei/CV) 467 482,09 496,61 528,17 532,44
 S-a constatat existența unui număr de certificate verzi neachiziționate de operatorii
economici (furnizori și producători cu obligație de ach iziție) din ce în ce mai mare, în evoluție acesta
crescând de la 406 CV în anul 2010 , la 76.552 CV în anul 2014, fapt pentru care au fost calculate
penalități pentru neîndeplinirea cotei obligatorii d e achiziție de certificate verzi, astfel:
Indicator 2010 2011 2012 2013 2014
Număr de certificate verzi neachiziționate 406 16.781 39.295 55.731 76.552
Nivelul penalităților (mii. lei) 0,19 8.089 19.514 29.435 40.759

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 24 din 129  Administrația Fondului pentru Me diu (AFM) a emis facturi pentru încasarea
obligațiilor de plată reprezentând contravaloarea certificatelor verzi neachiziționate în cuantum de
57.040 mii lei, din care : a recuperat suma de 2.181 mii lei, rămânând de recuperat suma de 54.858
mii lei, înregi strându -se un grad redus de încasare de numai 3,82%.

H) Tranzac ționarea certificatelor verzi. Piața certificatelor verzi
Piața de certificate verzi funcționează separat de piața de energie electrică, pe această
piață fiind tranzacționate certific atele verzi aferente energiei electrice din resurse regenerabile
care beneficiază de sistemul de promovare E-SRE.
Schema tic, modul de funcționare al Pieței de c ertificate verzi este prezentat în imaginea
următoare:

Piața certi ficatelor verzi , potrivit Legii nr. 220/2008, a fost organizată și a funcționat prin
două piețe disponibile care au permis tranzacționarea CV, respectiv :
a) piața centralizată a certificatelor verzi (PCCV), organizată la nivel național de către
OPCOM SA, entitate care asigură cadrul de desfășurare a tranzacțiilor cu certificate verzi între
participanții la piață, și
b) piața contractelor bilaterale a certificatelor verzi (PCBCV) , negociate între
producătorii de energie electrică din surse regenerabile și f urnizori, pentru vânzarea/cumpărarea de
certificate verzi.
Tranzacționarea certificatelor verzi s-a realizat în mod diferit în perioada 2010 -2014,
respectiv:
– în perioada 2010 – 30.06.2013, producătorii și furnizorii de energie electrică di n surse
regene rabile de energie au tranzacționat certificate verzi, atât pe piața centralizată a certificatelor
verzi , cât și pe piața contractelor bilaterale a certificatelor verzi;

Emiterea CV “Consumarea” CV
Înregistrarea CV Registrul CV
Piața certificatelor
verzi Piața energiei
electrice În concluzie , s-a constatat n eurmărirea încasării cu celeritate de către AFM a
veniturilor reprezentând contra valoarea certificatelor verzi neachiziționate , înregistrându -se
un grad scăzut de încasare a acestor venituri , de doar 3,82% .
Având în vedere faptul că veniturile realizate de Administrația Fondului pentru Mediu,
reprezentând contravaloarea certificatelor verzi neachiziționate, sunt utilizate potrivit art. 12 (6)
din Legea nr. 220/2008 , în scopul finanțării investițiilor în producerea de energie din surse
regenerabile de către persoanele fizice care realizează capacități energetice cu putere instalată de
până la 100 kW, demararea finanțării acestor proiecte prezintă o probabilitate redusă de
realizare datorită gradului scăzut de încasare a acestor venituri.

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 25 din 129 – ulterior, numai producătorii de energie electrică din surse regenerabile de energie și
operatori i economici care au de îndeplinit cota o bligatorie de certificate verzi au tranzacționat
certificate verzi în mod transparent, centralizat și nediscriminatoriu, pe piețele centralizate
administrate OPCOM SA , în baza Ordonanței de Urgență a Guve rnului nr. 57/2013.
 S-a constatat faptul că , legislația aplicabilă în ceea ce privește tranzacționarea
certificatelor verzi a permis comercializarea CV de către operatori economici care, fie nu aveau
obligație de achiziție, fie aveau stabilită o cotă re dusă comparativ cu numărul de certificat e pe care
le-au tranzacționat, situații care au condus la obținerea de profituri însemnate de către unii
operatori economici , în calitate de cumpărători de certificate verzi.
Inițial , în perioada 01.12.2006 – 03.11.2 011, în baza art. 27(1) din Ordinul președintelui
ANRE nr. 22/2006 , un certificat verde a făcut obiectul unei singure tranzacții, fiind permisă
vânzarea de certificate verzi de către f urnizorul de energie electrică ( care deține într -un an mai
multe certific ate decât cota obligatorie ), către alți furnizori , prin contracte bilaterale, la prețul la
care acestea au fost inițial achiziționate, prin această metodă fiind eliminată practic posibilitatea
de se obține venituri suplimentare din tranzacționarea acestor certificate.
Ulterior însă, începând cu data de 04.11.2011, ANRE a reglementat posibilitatea ca un
certificat verde să facă obiectul mai multor tranzacții succesive, în baza Ordinul ui președintelui
ANRE nr.44/ 2011 și ulterior prin Ordinul președintelui ANR E nr. 57 /2013.
OPCOM SA, în calitate de operator al pieței de certificate verzi, a se sizat acest aspect și
a propus ANR E modificarea Regulamentului de organizare și funcționare a pieței de certificate
verzi . ANRE nu a reacționat la sesizările OPCOM SA, răm ânând în vigoare reglementarea potrivit
căreia un CV poate face obiectul mai multor tranzacții succesive .

 Din analiza tranzacțiilor efectuate pe piața centralizată a certificatelor verzi – PCCV,
administrată de OPCOM SA și pe piața contractelor b ilaterale de certificate verzi – PCBCV, au
rezultat următoarele:
● au fost tra nzacționate CV de către operatori care nu aveau obligația de achiziție ;
● au fost tranzacționate CV de către furnizori i de energie electrică , peste cota
obligatorie de achiziție stabilită, situații constatate în cazul a 4 operatori economici care prin
aceste tranzacții au obținut venituri su plimentare estimate la suma de 1.974 mii lei.
În aceste cazuri, cei 4 operatori economici au achiziționat un număr de CV mai mare față de
cota obligatorie de achiziție stabilită de până la 9565 ori (ex: un operator economic care avea stabilită
o cotă obligatorie pentru anul 2013 de 8 certificate, a cumpărat 76.524 certificate verzi (30.100 de
pe piața centralizată – OPCOM SA și 46.424 de pe P CBCV), la prețul mediu de 159,05 lei/CV ,
pentru care, a înregistrat costuri de 12.171 mii lei, și a vândut 70.210 certificate verzi la prețul
mediu de 188,82 lei/CV, pentru care , a înregistrat venituri de 13.257 mii lei, din aceste tranzacții
înregistrând un venit suplimentar estimat de 1.086 mii lei, și a ră mas în portofoliu cu un număr de
6.314 CV . În fapt , prin modul cum a fost reglementată tranzacționarea certificatelor verzi, s-a
permis tranzacționarea certificatelor verzi între furnizorii de energie electrică, pe piața
centralizată și în mai mare măsură, pe piața contractel or bilaterale, situații care au permis
obținerea de profit de către unii furnizori, deși obiectivul schemei de sprijin îl reprezenta
sprijinirea producătorilor de energie din SRE, și nicidecum a furnizorilor de energie
electrică.

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 26 din 129 Trebuie menționat faptul că , veniturile obținute de acești operatorii economici
(transpuse în costuri) sunt suportate de consumatorii finali de energie electr ică(inclusiv
populația) .

 Din analiza prețurilor de tranzacționare practicate pe cele două pie țe (PCCV și PCBCV) se
constată tranzacțio narea certificatelor verzi, la prețuri diferite , respectiv:
– în perioada 2010 -2012 prețurile de tranza cționare a certificatelor verzi pe ambele piețe s -au
situat între 232,36 lei – 244 lei/CV (232,36 lei/CV în anul 2010 , 241,04 lei/CV în anul 2011 și 241-
244 lei/CV în anul 2012 );
– în anul 2013 , prețul mediu de tranzacționare în baza contractelor negociate (PCBCV) a fost
mai mare cu 7,13%, iar în valoare absolută cu 13,6 lei/CV, față de prețul mediu practicat pe piața
centralizată administrată de OPCOM SA, acest fapt conducând la majorarea prețului certificatelor
verzi suportate de consumatorii finali (popu lația, agenți economici, instituții publice) .
 S-au constatat situații în care , unii furnizori au achiziționat în anul 2013 certificate verzi
în baza contractelor negociate încheiate pe PCBCV , de la producători unde erau acționari, la
prețuri cuprinse înt re 262-264 lei/CV, prețuri mult mai mari față de cele înregistrate pe piața
centralizată administrată de OPCOM SA(PCCV) unde au fost achiziționat e certificate ver zi la prețul
mediu de 186,48 lei/CV (160 lei/CV – 190 lei/CV ), astfel:
– un operator economi c a achiziționat de la o entitate afiliată , în baza unui contract negociat
direct (PCBCV), un număr de 47.025 CV la prețul mediu de 264,09 lei/CV și de la o altă entitate
afiliată un număr de 37.114 CV la prețul mediu de 264,09 lei/CV , în condițiile în car e, pe piața
centralizată (PCCV), prețul mediu de tranzacționare a certificatelor verzi a fost , începând cu luna
mai 2013 , cuprins între 168 lei/CV – 200 lei/CV , ajungând în luna martie – aprilie 2014 la valoarea
de 130,69 lei/CV ;
– un alt operator economic a achiziționat de la o entitate afiliată în baza unui c ontract negociat
direct (PCBCV) un număr de 57.503 CV la prețul mediu de 207,61 lei/CV în condițiile în care, pe
piața centralizată (PCCV) , prețul mediu de tranzacționare a certificatelor verzi a fost , începând cu
luna iulie 2013 , cuprins între 179 lei/CV – 200 lei/CV , ajungând în luna martie – aprilie 2014 la
valoarea de 130,69 lei/CV .
 În ceea ce privește tranzacțiile desfășurate pe piața centralizată, s-a constat at faptul că ,
deși începând cu luna martie 2014 , prețul de tranzacționare a certificatelor verzi a fost în majoritatea Prin urmare, contrar sco pului schemei de promovare aprobată de Comisia Europenă
de a oferi sprijin producătorilor de energie din surse regenerabile, în România, prin voința și
inconsecvența legiuitorului, de acesta, au beneficiat și unii operatori economici (furnizori de
energie) care nu se încadrau în categoria beneficiarilor sistemului de promovare aprobat de
Comisia Europeană prin Decizia nr. C (2011) 4938.
În concluzie, prin modul în care a fost reglementată funcționarea sistemului de
promovare prin certificate verzi a fost creată posibilitatea, ca de ajutorul suportat integral de
consumatorii finali de energie electrică, să beneficieze și alte persoane juridice care au
activat pe piața de energie, în calitate de intermediari (furnizori de energie) și care, din
tranzacționare a certificatelor verzi au obținut venituri însemnate, în condițiile în care,
beneficiarii sistemului de promovare , definiți prin Decizia Comisiei Europene nr. C (2011)
4938 privind ajutorul de stat SA 33134, sunt producătorii de energiei din surse regenera bile,
acreditați de ANRE.

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 27 din 129 cazurilor de 130,69 lei/CV , au existat tranzacții încheiate de producătorii de E -SRE cu furnizorii de
energie , la prețuri cel puțin duble, respectiv la prețul de 266,22 lei /CV (prețul maxim de
tranzacționare stabilit prin Ordinul președintelui ANRE nr. 14/2014), situație constatată în cazul unui
producător de energie din surse regenerabi le care a tranzacționat lunar, în perioada aprilie –
octombrie 2014, către un alt operato r economic , un număr de 3.151 certificate verzi la prețul unitar
de 266,22 lei/CV , în condițiile în care , prețul mediu de tranzacționare pe PCCV a fost în această
perioada de 130,69 lei/CV .
 Din analiza modului de tranzacționare a certificatelor verzi și a energiei electrice produse
din SRE, s -a constatat efectuarea de tranzacții de energie electrică și certificate verzi între aceiași
operatori economici, respectiv vânzarea de către producătorii E -SRE , către furnizori, a
energiei la preț scăzut față de p rețul de pe bursă și achiziția de către acești furnizori de la
aceeași producători E -SRE , a certificatelor verzi la un preț ridicat față de prețul de
tranzacționare din perioada respectivă practicat pe bursă .
Efectul acestor tranzacții constă în majorarea valorii certificatelor verzi introduse în
facturile consumatorilor finali având în vedere faptul că , anual, furnizorii de energie introduc
integral valoarea certificatelor verzi achiziționate în facturile consumatorilor finali .

 Un alt aspect consta tat este faptul că, în ultima parte a anului 2014 , în condițiile în care ,
cererea de certificate verzi era foarte scăzută , tranzacțiile încheindu -se la prețul minim de 130,69
lei/CV , au fost înregistrate tranzacții cu certificate ver zi și cu energie electr ică între acei ași
operatori economici , respectiv, furnizorii de energie achiziționau de la producătorii de energie ,
atât certificatele verzi, cât și energia electrică la un preț minim ( în unele cazuri energia electrică
fiind comercializată la prețul de 40lei/MWh ) de la același operator, existând suspiciunea unor
înțelegeri netransparente între acești operatori .
Cauzele care au generat aceste aspecte pot cons ta pe de o parte în faptul că, în piață a existat o
abundență de certificate verzi și o cerere scăz ută pentru aceste instrumente (dovadă și prețul minim
de tranzacționare), iar pe de altă parte, producția excedentară de energie. În aceste condiții,
producătorii, având nevoie de fonduri pentru acoperirea cheltuielilor financiare și operaționale ,
acceptă prețurile scăzute atât la Certificate Verzi cât și la energie electrică .

I) Valoarea de tranzacționare a certificatelor verzi
Valoarea de tranzacționare a certificatelor verzi pe piețele de certifica te verzi a fost stabilită
prin Legea nr. 220/2008 , rep ublicată, respectiv: o valoare minimă de tranzacționare de 27
euro/certificat și o valoare maximă de tranzacționare de 55 euro/certificat .
Începând cu anul 2011, în baza art. I pct. 24 din Legea nr. 139/2010 , valorile de
tranzacționare se indexează anual d e ANRE cu indicele mediu de inflație înregistrat în luna
decembrie a anului precedent, calculat la nivelul UE 27. Practicarea acestui mod de tranzacționare conduce la avantajarea operatorilor
economici integrați , care au acționari comuni , creându -se astfel, premisele formării unor
înțelegeri în cadrul grupului, referitor la tranzacționarea certificatelor verzi, în defavoarea
operatorilor economici neintegrați, care sunt obligați să vândă certificatele verzi la un preț cât
mai redus pentru a le putea vinde în perioada de valabilitate (redusă din 2013 la 12 luni) și
pentru a face față concuren ței și abundenței de certificate verzi din piață.

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 28 din 129 Astfel, valoarea unitară de tranzacționare a certificatelor verzi pe piața de certificate verzi,
în perioada 2011 -2014, s -a situat între 118,3 3 lei și 266,22 lei, pe ani, situația fiind următoarea:

Indicator
(lei/CV) 2011
(Ordinul nr. 8/2011) 2012
(Ordinul nr. 4/2012) 2013
(Ordinul nr. 10/2013) 2014
(Ordinul nr. 14/2014)
Valoarea minimă 118,33 121,81 129,64 130,69
Valoarea maximă 241,04 248,30 264,09 266,22
Față de valorile minime și maxime de tranzacționare stabilite prin Legea nr. 220/2008, prețul
mediu de tranzacționare al certificatelor verzi , în perioada 2010 -2014 , s-a situat între 136,35 și
244, 09 lei/CV , încadrându -se în limitele le gale, pe ani, situația fiind următoarea:
Piața 2010 2011 2012 2013 2014
lei/CV Euro/CV lei/CV Euro/CV lei/CV Euro/CV lei/CV Euro/CV lei/CV Euro/CV
PCCV 232,36 55 241,04 56,15 244,09 56,44 190,71 42,66 161,60 36,36
PCBCV 241,75 55,90 204,31 43,23 136,35 30,66
 În ceea ce privește efortul financiar efectiv pentru promovarea E -SRE, respectiv
fondurile de care au beneficiat producătorii de E -SRE (beneficiari ai schemei), în perioada 2010 –
2014 , acestea însumează 5.347 milioane lei (echivalent a 1.208 m ilioane euro), pe ani, situația fiind
următoarea:
2010 2011 2012 2013 2014 TOTAL
Efort
financiar milioane lei 157 423 1.354 1.663 1.750 5.347
milioane euro 37 98 303 376 394 1.208

J) Facturarea certificatelor verzi către consumatorii finali
Până la data de 26.07.2012 , valoarea certificatelor verzi a fost cuprinsă în tariful de
furnizare a energiei electrice aplicat consumatori lor. Ulterior , odată cu intrarea în vigoare a Legii
nr. 134/ 2012, în factura de energie electrică transmisă consumatorilor f inali, valoarea certificatelor
verzi a fost evidențiată distinct , față de tarifele/prețurile pentru energie electrică .
 Impactul aplicării sistemului de promovare a E -ESR cu certificate verzi, în perioada
2010 -2014 , respectiv contravaloarea din factura de energie suportată de consumatori, s -a situat între
3,55 lei/MWh în anul 2010 și 37,37 lei/MWh în anul 2014 , evoluția pe ani fiind în sensul creșterii
de peste 11,2 ori în perioada 2010 -2013 , până la valoarea de 40,04 lei/MWh, după care a
înregistrat o ușoară scădere în anul 2014 , până la valoare a de 37,37 lei/MWh, după cum
urmează:
2010 2011 2012 2013 2014
Impactul
schemei în prețul
energiei Lei/MWh 3,55 9,03 28,81 40,04 37,37
Euro/MWh 0,841 2,1 6,46 8,92 8,41
 În România , sistemul de promovare a producerii energiei electrice din surse regenerabile
de energie a fost inițial instituit , prin Hotărârea Guvernului nr. 1892/2004 , act normativ care nu
reglementează modul de suportare a acestei scheme. Totuși, p rin Ordinul președ intelui ANRE nr.
22/2006 (act normativ emis în baza H .G. nr. 1892/2004), s-a prevăzut dreptul furnizorilor de energie
de a recupera costuril e aferente achiziționării de CV de la consumatori , prin intermediul tarifelor
reglementate la energia electrică, iar de la consumatorii eligibili, prin mărirea corespunzătoare a
prețului de vânzare a energiei electrice.
Ordinul ANRE președintelui nr. 22/18.10.2006 a fost abrogat începând cu 04.11.2011 de
Ordinul ANRE președintelui nr. 4/2011, act normativ prin care nu a mai fost prevăzut în mod
explicit , dreptul furnizorilor de energie de a recupera costurile aferente achiziționării de CV.

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 29 din 129

În vederea cuantificării contravalorii certificatelor verzi facturate consumatorilor de energie
electrică, Curtea de Conturi a solicitat spri jin din partea Consiliului Concurenței, autoritate ce are
competențe în monitorizarea ajutoarelor de stat potrivit art. 26 din Ordonanța de urgență a
Guvernului nr. 77/03.12.2014 . Informațiile furnizate de Consiliul Concurenței nu au fost
concludente, în s ensul că au fost incomplete, fapt ce face imposibilă efectuarea unei analize în ceea
ce privește contravaloarea certificatelor verzi suportate de consumatori, față de sumele de care au
beneficiat producătorii de E -SRE.
Întrucât nu a fost urmărit nivelul v eniturilor înregistrate de producătorii de E -SRE în
raport cu nivelul certificatelor verzi incluse în facturile consumatorilor finali, nu se poate cuantifica
și stabili dacă efortul financiar suportat de consumatori a fost utilizat strict în scopul schemei
de sprijin , respectiv dacă fondurile colectate au ajuns în întregime la producătorii de E -SRE.
Astfel, există posibilitatea ca o parte din aceste venituri să fi ajuns la operatorii economici care au
tranzacționat astfel de certificate verzi în scopul obți nerii de profituri, și nu pentru a -și îndeplini
cotele obligatorii de achiziție.
 Datorită neurmăririi modului în care furnizorii de energie electrică transferă către
consumatorii finali costul cer tificatelor verzi achiziționate și implicit prin efectuare a unei
monitorizări ineficiente, s-a constat at faptul că , în anul 2012 , în facturile de energie electrică a le
consumatorilor finali a fost dublat ă valoarea certificatelor verzi suportate de consumatori, atât
prin includerea acestora în tariful reglementat de furnizare, cât și prin facturarea separată a
acestora, în mod distinct în factura de energie.
Efectul dublei facturări a contravalorii certificatelor verzi către consumatorii finali de
energie a generat realizarea de venituri necuvenite de către furniz orii de ultimă instanță21 în
valoare totală de 125.233 mii lei (SC En el Energie Banat SA – 10.329 mii lei, SC Enel Energie
Dobrogea SA – 9.256 mii lei, SC CEZ Vânzare SA – 16.505 mii lei, SC E.ON Energie Romania SA
– 19.023 mii lei, SC Electrica Furnizare SA 49.00 8 mii lei, SC Enel Energie Muntenia SA – 21.111
mii lei).
ANRE a dispus recuperarea în două tranșe (până la sfârșitul anului 2014) a acestor venituri
încasate în mod nejustificat de furnizori , prin efectuarea de corecții la momentul stabilirii
tarifelor de furnizare prin Ordinele președintelui ANRE nr. 40/2 013 și nr. 41/ 2013 .
K) Comercializarea energiei electrice produse din surse regenerabile
Prin Decizia CE nr. 4938/2011 privind ajutorul de stat SA 33134 (2011/N), s-a prevăzut
faptul că producăt orii de energie electrică din surse regenerabile de energie vând energia electrică
produsă pe piața de energie electrică la prețul pieței , pentru energia electrică convențională. Astfel ,
producătorul de energie electrică din surse regenerabile de energie ca re beneficiază de sistemul de

1furnizor de ultimă instanță – furnizor desemnat de autoritatea competentă pentru a presta serviciul universal de furnizare în condiții reglementate
 În ceea ce privește modul de facturare a contravalorii certificatelor verzi la
consumatorii finali , s-a constatat faptul că nu a fost urmărită și cuantificată valoarea
certificatelor verzi incluse în f acturile de energie electrică suportate de consumatorii finali ,
monitorizarea schemei de promovare limitându -se doar la cuantificarea sumelor de care au
beneficiat producătorii de E -SRE în urma vânzării certificatelor verzi primite, fără a se cuantifica
și efortul financiar suportat de consumatorii de energiei electrică , în condițiile în care,
această schemă este susținută integral de aceștia.

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 30 din 129  În acest caz, s -a constatat faptul că deși au trecut peste 4 ani de la apariția Ordonanței
de Urgență a Guver nului nr. 88/2011 , nu a fost creat cadrul de reglementare privind stabilirea
modului de determinare a energiei electrice produse din surse regenerabile de energie care a
beneficiat de sistemul de promovare prin certificate verzi destinată consumului națion al, astfel încât,
să se evite exportul de energie electrică produsă din SRE pentru care consumatorii români
achită valoarea certificatelor verzi introduse în facturi.
promovare prin certificate verzi, își asigură veniturile din vânzarea energiei electrice p roduse și din
vânzarea certificatelor verzi.
 În acest context, în legislația națională nu a fost transpusă prevederea din Decizia
Comisiei Europene nr. 4938/2011 privind ajut orul de stat SA 33134 (2011/N), referitoare la
obligativitatea producătorilor de energie din surse regenerabile de a vinde energia electrică la
prețul pieței pentru energia electrică produsă din surse convenționale .
 Din analiza tranzacțiilor cu energie electrică efectuate de producătorii de energie din SRE
se constată faptul că , prețul mediu de vânzare a l energiei electrice din surse regenerabile
practicat de producători a fost inferior prețului energiei elec trice produse din surse convenționale
tranzacționate în piață .
În acest context, elocvente sunt tranzacțiile efectuate în luna decembrie 2014 pe PCCB de
producătorii de E -SRE și de producătorii de energie din surse convenționale, astfel:
– producătorii de ene rgie convențională : SC Complexul Energetic Oltenia SA a vândut
energie electrică la prețuri cuprinse între 170,01 lei/MWh și 210,95 lei/MWh ; SC OMV Petrom SA
a vândut energie electrică la prețuri cuprinse între 185,35 lei/MWh și 190,28 lei/MWh ; SN
Nucleare lectrica SA a vândut energie electrică la prețul de 169,79 lei/MWh ; SC Electrocentrale
București SA a vândut energie electrică la prețuri cuprinse între 179,17 lei/MWh și 179,9 lei/MWh ;
– iar, producătorii de energie din surse regenerabile : SC Clue Solar S RL a vândut energie
electrică la prețul de 50 lei/MWh ; SC Wind Photovoltaic PPP SRL a vândut energie electrică la
prețul de 70 lei/MWh ; SC Sun Energhes SRL a vândut energie electrică la prețul de 40 lei/MWh ; SC
Silurus Green Consulting SRL a vândut energie electrică la prețul de 40 lei/MWh ; SC
Arothreepower SRL a vândut energie electrică la prețul de 40 lei/MWh ; SC Bio Volt SRL a vândut
energie electrică la prețul de 90 lei/MWh .
Se observă astfel , diferența substanțială între prețurile de tranzacționare a energiei
electrice produse din surse regenerabile care, în unele cazuri , a fost tranzacționată la prețul de 40
lei/MWh (inclusiv componenta de transport), respectiv la cel mai mic preț practicat pe PCCB de
la înființare, și prețul de tranzacționare a energi ei convenționale care în unele cazuri a fost vândută la
prețul de 210,95 lei/MWh , de peste 5,2 ori mai mare .
Prin modul în care sunt efectuate tranzacțiile cu energie electrică din surse regenerabile,
respectiv la prețuri net inferioare față de prețul ener giei electrice produse din surse convenționale,
tranzacțiile au fost efectuate în dezavantajul producătorilor de energie convențională , fapt ce poate
conduce la ineficiența activității acestor producători (în mare parte având capital majoritar de stat).
În ceea ce privește tranzacționarea E-SRE , începând cu 19.10.2011 , în baza prevederilor
art. I pct. 12 din Ordonanța de Urgență a G uvernului nr. 88/ 2011, s -a prevăzut comercializarea
energiei electrice produse din surse regenerabile care beneficiază de sist emul de promovare , doar
pentru acoperirea consumului final brut de energie electrică al României (energia electrică
respectivă fiind însoțită de garanții de origine emise ) până la îndeplinirea țintelor naționale
privind ponderea energiei electrice produse din surse regenerabile de energie în consumul final brut
de energie electrică (33% în anul 2010, 35% în anul 2015 și 38% în anul 2020).

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 31 din 129 Cauzele care au condus la apariția acestei situații constau în neemiterea cadrului de
reglementare prin care să fie sta bilite mecanisme și metodologii de urmărire și determinare a
destinației energiei electrice produse din surse regenerabile care a beneficiat de sistemul de
promovare prin certificate verzi, astfel încât , de această energie să beneficieze susținătorul real al
acestei scheme de sprijin, respectiv consumatorul român.

1.1.3. Modernizarea și realizarea de noi capacități de producere a energiei electrice și
termice, prin implementarea schemei de sprijin în cadrul Programului Operațional Sectorial
„Creșterea Com petitivității Economice” (POS CCE) – Axa prioritară 4 – Domeniul major de
intervenție 2 – “Valorificarea resurselor regenerabile de energie pentru producerea energiei
verzi”

Caracteristicile schemei de sprijin
Implementarea acestei scheme a fost justifica tă, pe de o parte, de stabilirea obiectivului
asumat de România privind ponderea energiei electrice produsă din surse regenerabile în consumul
național brut de energie electrică, iar pe de altă parte , de reducerea impactului de mediu prin
producerea energ iei verzi, nepoluante.

Evaluarea stadiului de realizare al proiectelor de investiții pentru care au fost semnate
Contracte de finanțare.
ș Proiecte de investiții pentru care au fost încheiate Contracte de finanțare
În perioada 2011 -2013 , au fost încheiat e 89 de contracte de finanțare pentru realizarea unor
proiecte de investiții în valoare totală de 4.965.583 mii lei și o putere instalată ce urma a fi pusă în
funcțiune în urma i mplementării acestor proiecte, de 411,004 MW(334,68 MW electric și 76,324
MW termic) .
ș Proiecte de investiții finalizate
La data de 10.03.2015, erau finalizate 23 de proiecte investiționale (25,84 % din totalul
contractelor de finanțare încheiate) a căror valoare la contractare a fost de 1.225.875 mii lei. Pe
tipuri de surse regenerabile de energie , au fost finalizate următoarele proiecte : eolian – 5 proiecte
(21,74% ), solar – 7 proiecte (30,43% ), hidro – 10 proiecte (43,48% ) și geotermal – 1 proiect
(4,34% )
Puterea instalată a celor 23 de obiective investiționale finalizate și puse în funcțiune este
de 140,10 MW , din care: 110,10 MW electric și 30 MW termic .
 S-a constatat un nivel redus al proiectelor finalizate (25,84% ), comparativ cu proiectele
contractate, în condițiile în care, termenul de implementare al proiectelor in vestiționale era
31.12.2015 , precum și un număr ridicat de contracte de finanțare reziliate sau în curs de reziliere
(21% ) cauzate în principal de: neîndeplinirea obligațiilor contractuale de c ătre beneficiarii de
finanțare, neasigurarea cof inanțării de că tre beneficiari, durata mare de implementare a acestor
proiecte generată de numărul ridicat de avize și autorizații ce trebuiesc obținute, precum și de
modificarea legislației privind schema de promovare, în sensul reducerii numărului de certificate
verzi acordate pentru 1 MWh energie produsă.
ș Proiecte de investiții în derulare
La data de 10.03.2015 se aflau în derulare, în diverse faze de implementare , un număr de 47
de proiecte de investiții (16,97% din totalul contractelor de finanțare încheiate) a căror valoare la
contractare a fost de 2.325.540 mii lei, pe tipuri de surse regenerabile de energie , au fost în derulare
urmatoarele proiecte : biomasă – 8 proiecte (17,02% ), eolian – 5 proiecte (b), eolian și biomasă – 6
proiecte (12,76% ), solar – 25 de proiecte (53,19% ) și hidro – 3 proiecte (3,38% ).

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 32 din 129 Puterea instalată a celor 47 de obiective investiționale aflate în derulare, în diferite faze de
implementare, este de 167,388 MW , din care: 134,179 MW electric și 33,209 MW termic .
ș Proiecte de investiți i încetate ca urmare a rezilierii Contractelor de finanțare
Ulterior semnării contractelor de finanțare, au fost reziliate 16 contracte în valoare de
1.175.425 mii lei (17,98 % din totalul contractelor de finanțare încheiate) , aferente următoarelor
tipuri de surse regenerabile de energie: biomasă – 8 contracte (50% ), eolian – 3 contracte
(18,75% ), solar – 2 contracte (12,50% ), hidro – 3 contracte (18,75% ).
 Conform Schemei de sprijin din cadrul Programului Operațional Sectorial „Creșterea
Competitivității Economice” (POS CCE) – Axa prioritară 4 – DMI 2, pentru sectorul energiei
regenerabile deși s-au prevăzut finanțări nerambursabile de aproape 550 milioane euro , ceea
ce ar fi însemnat un sprijin financiar semnificativ dacă s -ar fi creat condițiile favorab ile pentru
absorbția acestor fonduri, nivelul finanță rilor nerambursabile acordate a fost de doar aproximativ 140
milioane euro , acest fapt datorându -se în principal numărului mare de contracte de finanțare
reziliate și nivelului redus de implementare al p roiectelor .

Evaluarea indicatorilor de realizare ai POS CCE – Axa 4
Prin Programul Operațional Sectorial Creșterea Competitivității Economice (POS CCE) au
fost stabilite ținte pentru indicatorii de realizare ai programului , ținte care au fost ulterior
revizuite în anul 2013.
 La 31.12.2014 , țintele stabilite pr in Programul Operațional sunt parțial realizate ,
indicatorii (numărul de proiecte pentru valorificarea SRE; numărul de IMM asi state financiar;
numărul de întreprinderi mari asistate financiar ) înregistrând valori reduse , cuprinse între 21,4% –
62,5%, acest fapt fiind influențat în principal și în mod direct, de numărul redus de proiecte
finalizate de către beneficiarii de finanțare în cadrul acestui program operațional .

1.1.4. Realizarea de noi ca pacități de producere a energiei electrice și termice, prin
implementarea programelor/schemelor de sprijin finanțate de Administrația Fondului pentru
Mediu
Programele care vizează extinderea utilizării surselor regenerabile de energie , finanțate
din Fondu l pentru mediu , au urmărit :
– creșterea producției de energie din surse regenerabile ;
– instalarea sistemelor de încălzire care utilizează energie regenerabilă, inclusiv înlocuirea
sau completarea sistemelor clasice de încăl zire;
În perioada supusă audit ului, la nivelul Administrație Fondului pentru Mediu au fost derulate
următoarele programe care vizează extinderea utilizării surselor regenerabile de energie:
 Programul privind creșterea producției de energie din surse regenerabile ;
 Programul privind inst alarea sistemelor de încălzire care utilizează energie
regenerabilă, inclusiv înlocuirea sau completarea sistemelor clasice de încălzire .

A. Programul privind creșterea producției de energie din surse regenerabile

Caracteristicile programului
Depunerea, analiza, evaluarea, selectarea, finanțarea, urmărirea și controlul implementării
proiectelor din cadrul Programului privind creșterea producției de energie din surse regenerabile s-
a realizat în baza următoarelor proceduri: Ghidul de finanțare aprobat pri n Ordinul ministrului
Mediului nr. 13 42/2009 și Ghidul de finanțare aprobat prin Ordinul ministrului Mediului și
Pădurilor nr. 714/2010 .

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 33 din 129 Obiectul Programului a constat în finanțarea nerambursabilă din Fondul pentru mediu a
proiectelor vizând creșterea pro ducției de energie din surse regenerabile.
Evaluarea îndeplinirii criteriilor de eligibilitate de către solicitanții de finanțare și a
celorlalte condiții stabilite pentru încheierea contractelor de finanțare
În perioada 2012 – 2014, în cadrul Programului privind creșterea producției de energie din
surse regenerabile , Administrația Fondului pentru Mediu nu a organizat și desfășurat sesiuni de
analiză și selecție proiecte . Ultima sesiune de selecție proiecte s -a desfășurat în perioada 15.06 –
15.07.2010 , fiind încheiate 43 contracte de finanțare .
 Urmare verificărilor efectuate în anul 2013 de către Curtea de Conturi asupra
modului de respectare a prevederilor legale referitoare la îndeplinirea criteriilor de eligibilitate de
către solicitanții de finanțăr i în cadrul acestui program , au rezultat următoarele disfuncționalități:
a) evaluarea și selectarea solicitanților de finanțare nerambursabilă nu s-a efectuat , în
toate cazurile, în baza unor documente prin care să fie atestată capacitatea de cofinanțare
(scrisoarea de confort bancar), documente întocmite și conforme cu prevederile Ghidului de finanțare
aprobat prin OMMP nr. 714/2010 .
b) evaluarea și selectarea unor solicitanți de finanțare nerambursabilă în baza unor
documente din care nu rezultă calitatea ace stora de proprietar, concesionar sau administrator,
locatar/comodatar cu drept de superficie al imobilului în care se implementează proiectul, valabil
pentru durata integrală a implementării și monitorizării proiectului, contrar prevederilor Ghidului de
finanțare aprobat prin OMMP nr. 714/2010 .
c) referitor la modul de punctare a contribuției proprii a solicitanți lor de finanțare
nerambursabilă s-au constatat cazuri în care , comisia de selecție nu a acordat punctajele conform
prevederilor din Ghidul de finanț are aprobat prin OMMP nr. 714/2010 .

Evaluarea nivelului de implementare al proiectelor
La nivelul Administrației Fondului pentru Mediu s -au derulat 7 sesiuni de finanțare în
perioada 2006 – 2010 care s -au adresat exclusiv operatorilor economici, în urma c ărora , au fost
aprobate 106 proiecte , pentru care : s-au încheiat 99 contracte de finanțare pentru realizarea unei
puteri instalate de 546,05 MW și o valoare totală contractată de 1.529.097 mii lei.
Diferența de 7 proiecte , în sumă totală de 117.773. mii lei, reprezintă proiecte aprobate, însă
necontractate, întrucât beneficiarii au renunțat la finanțare înainte de încheierea contractelor de
finanțare .
La 31.12.2014, situația celor 99 proiecte finanțate în cadrul Programului, se prezintă astfel:
– 34 proie cte, cu o capacitate totală de 127,45 MW, erau finalizate, gradul de realizare a
capacității de producție de energie din surse regenerabile fiind de cca. 24% . Din valoarea totală
contractată pentru aceste proiecte de 364.72 4 mii lei a fost finanțată suma d e 320.659 mii lei,
rezultând o economie în cuantum de 44.065 mii lei, reprezentând fonduri rămase la dispoziția AFM;
– pentru 8 proiecte , cu o capacitate de 56 MW și o valoare totală contractată de 146.932 mii
lei, beneficiarii au renunțat la finanțare ca urmare a imposibilității obiective de a realiza
proiectele;
– pentru 5 proiecte , cu o capacitate totală de 36,15 MW și valoarea totală contractată de
98.777 mii lei, Comitetul director al AFM a dispus rezilierea acestora ca urmare a
nerespectării/neîndep linirii obligațiilor con tractuale de către beneficiari;
– 52 proiecte , cu o capacitate totală de 326,45 MW , sunt suspendate .

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 34 din 129

Evaluarea indicatoril or de performanță ai programului
La nivelul AFM au fost stabiliți și calculați, pentru anii 201 3 și 2014, indicatori de
performanță și eficiență aferenți Programului privind creșterea producției de energie din surse
regenerabile , după cum urmează:
– indicator : Capacitatea pusă în funcțiune (MW ) în cadrul sistemelor realizate/modernizate
în cadrul pr ogramului, gradul de realizare fiind de 28,91% în anul 2013 și de 91,51% în anul 2014,
astfel:
An Obiectiv Realizat Grad de realizare
2013 26,900 7,776 28,91%
2014 19,124 17,500 91,51%
 Având în vedere complexitatea și aria de acoperire a acestor obiec tive, se constată faptul
că nu au fost stabiliț i indicatori de măsurare aferenți fiecărui obiectiv specific în parte , iar o
simplă cuantificare a puterii instalate (numărul de MW) este un indicator insuficient pentru evaluarea
performanțelor programului.
B. Programul privind instalarea sistemelor de încălzire care utilizează energie
regenerabilă, inclusiv înlocuirea sau completarea sistemelor clasice de încălzire
Programul privind instalarea sistemelor de încălzire care utilizează energie regenerabilă ,
inclusiv înlocuirea sau completarea sistemelor clasice de încălzire a fost derulat în perioada supusă
verificării , pe baza ghidurilor de finanțare aprobate prin ordine ale ministrului, separat pentru
persoane fizice și juridice, astfel:
a) pentru persoane juridi ce: Ordine le ministr ului Mediului nr. 565/ 2009 și nr. 1741/ 2010 .
b) pentru persoane fizice : Ordinele ministrului Mediului și Pădurilor nr. 950/ 2010 și nr.
1274/ 2011 .
B.1. Programul privind instalarea sistemelor de încălzire care utilizează energie
regenerabil ă, inclusiv înlocuirea sau completarea sistemelor clasice de încălzire – persoane
juridice
Caracteristicile programului
Obiectul Programului a cuprins inițial doar finanțarea de la Fondul pentru mediu a
„proiectelor de înlocuire sau de completare a sistem elor clasice de încălzire ”, iar ulterior, cu ocazi a
apariției noului ghid (2010), fiind completat și cu „ instalarea sistemelor de încălzire care utilizează
energie regenerabilă ”.
Scopul Programului îl reprezintă îmbunătățirea calității aerului, apei și sol ului prin
reducerea gradului de poluare cauzată de arderea lemnului și a combustibililor fosili utilizați  Față de aspectele prezentate, s -a constatat faptul că la 31.12.2014, gradul de realiz are
a capacităților tehnice propuse prin Programul privind creșterea producției de energie din surse
regenerabile a fost de cca. 24%, în timp ce, pentru 17% din capacitatea propusă , contractele
de finanțare au încetat sau au fost reziliate, iar finanțarea celor 52 proiecte (reprezentând 59% din
capacitatea propusă) a fost suspendată. Atât gradul redus de implementare a proiectelor, cât și
rata semnificativă de renunțări la finanțare și rezilieri de contracte de finanțare s -a datorat
dificultăților legate , în principal, de asigurarea resurselor financiare necesare cofinanțării
cheltuielilor eligibile aferente proiectelor.

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 35 din 129 pentru producerea energiei termice folosite pentru încălzire și obținerea de apă caldă menajeră,
precum și stimularea utilizării sistemelor care folos esc în acest sens sursele de energie regenerabilă,
nepoluante.

Evaluarea nivelului de implementare al proiectelor
Au fost finanțate un număr de 66 proiecte derulate de către unități administrativ teritoriale
(UAT) cu o valoare totală de 65.245 mii lei, din care : suma de 40.619 mii lei reprezintă finanțare
acordată până la 31.12.2014 (6.280 mii lei până în 2012 și 34.339 mii lei în perioada 2012 – 2014).
La data de 31.12.2014 , situația se prezenta astfel:
– au fost finalizate un număr de 51 proiecte , cu o val oare totală de 45.151 mii lei;
– au fost reziliate 4 contracte de finanțare în valoare totală de 1.918 mii lei;
– în cazul unui număr de 4 contracte de finanțare în valoare totală de 6.787 mii lei,
benefici arii au comunicat AFM, faptul că renunță la finanțare din următoarele motive: a fost
închisă unitatea unde urma să se implementeze proiectul, nu a fost aprobată solicitarea pentru
schimbarea soluției tehnice, erori în alegerea amplasamentului;
– 7 contracte de finanțare în valoare de 7.993 mii lei se aflau în derulare , pentru a căror
derulare AFM a finanțat suma de 511 mii lei, urmând ca diferența de 7.482 mii lei să fie decontată pe
baza cererilor prezentate de beneficiari.
 Față de aspectele prezentate, se constată că, la 31.12.2014 , gradul de finalizare al
proiectelor a fost de 77 %, dar totodată se remarcă și numărul contractelor de finanțar e al
proiectelor ce au fost reziliate sau la care beneficiarii au renunțat (8 contracte) , situații ce conduc
la pierderea finanțării pentru aceste proiecte în condițiile necesității stringente de surse de finanțare la
nivelul administrației publice locale.

B2. Programul privind instalarea sistemelor de încălzire care utilizează energie
regenerabilă, inclusiv înlocuirea sau completarea sistemelor clasice de încălzire – persoane
fizice
Caracteristicile programului
Scopul programului îl reprezintă :
– îmbunătățirea calității aerului, apei și solului prin reducerea gradului de poluare
cauzată de arderea lemnului și a combustibililor fosili utilizați pentru producerea energiei termice
folosite pentru încălzire și obținerea de apă caldă menajeră,
– stimularea utilizării sistemelor care folosesc sursele de energie regenerabilă, nepoluante,
prin finanțarea din Fondul pentru mediu a proiectelor privind instalarea sistemelor de înc ălzire care
utilizează energie regenerabilă, inclusiv înlocuirea sau completarea sistemelor clasice de încălzire.
Evaluarea nivelului de implementare al proiectelor
În cadrul acestui program au fost derulate două sesiuni de depunere a cererilor de
finanțar e, astfel:
– sesiunea 01.07.2010 – 28.01.2011 , în cadrul căreia au fost aprobate un număr de 16.146
cereri de finanțare , urmare cărora , au fost încheiate un număr de 14.080 contracte de finanțare în
valoare totală de 84.506 mii lei, decontate integral până l a finele anului 2 014.
Pentru diferența de 2.066 cereri de finanțare (12,8% din totalul cererilor de finanțare
aprobate), contractele de finanțare întocmite de către AFM nu au mai avut finalitate , fie pentru faptul
că beneficiarii nu au depus în termen cer erile de tragere , fie au înstrăinat imobilele, sau au renunțat la
finanțare;

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 36 din 129 – sesiunea 01.06 .2011 – 15.07.2011, în cadrul că reia au fost aprobate un număr de 19.551
cereri de finanțare , urmare cărora , au fost încheiate un număr de 11.451 contracte de finanțare , în
baza cărora au fost decontate un număr de 5725 cereri de tragere în valoare totală de 34.498 mii lei.
 Sub aspectul capacităților de producere a energiei din surse regenerabile puse în funcțiune
(numeric și putere instalată în fiecare județ), AFM a evaluat numai situația numerică a tipurilor
de instalații fi nanțate din Fondul pentru mediu (doar pentru contractele aferente sesiunii
01.06.2011 – 15.07.2011 , inclusiv contracte anulate și c ontracte nesemnate), ceea ce de notă faptul că
AFM nu a orga nizat și urmărit o evidență tehnic – operativă care să permită obținerea acestor
informații .

Evaluarea indicatorilor de performanță ai programului
La nivelul AFM, în perioada 2013 și 20 14, a fost stabilit și calculat indicat orul de performanță
și eficie nță aferent acestui Program, respectiv Numărul de instalații/obiective pentru încălzire
realizate , gradul de realizare în cazul persoanelor fizice fiind de 48,9% în anul 2013 și de 20,8%
în anul 2014 , iar în cazul persoanelor juridice acesta fiind de 53,9 % în anul 2013 și de 100% în
anul 2014 , astfel:
a) Persoane juridice
An Obiectiv Realizat Grad de realizare
2013 47 23 48,94%
2014 24 5 20,83%

b)Persoane fizice
An Obiectiv Realizat Grad de realizare
2013 3.000 1.617 53,90%
2014 451 451 100%
 Având în vedere faptul că , scopul acestui program îl reprezintă îmbunătățirea calității
aerului, apei și solului prin reducerea gradului de poluare , numărul obiectivelor de investiții ce
diferă de la un proiect la altul ( panouri solare, pompe geotermale, centrale termice ), cu capacități
tehnice diferite (putere instalată – MW) , nu reprezintă un indicator de performanță relevant.
Evaluarea modului de monitorizare de către Administrația Fondului pentru Mediu,
după finalizarea finanțării, a funcți onalității obiectivului finanțat și a derulării activităților
pentru atingerea scopului definit în proiect
 Urmare analizării modului de monitorizare de către Administrația Fondului pentru mediu,
după finalizarea finanțării, a funcționalității obiectivelo r finanțate și a derulării activităților pentru
atingerea scopului definit în proiecte s-au constatat următoarele aspecte :
 în cazul Programului privind instalarea sistemelor de încălzire care utilizează energie
regenerabilă, inclusiv înlocuirea sau complet area sistemelor clasice de încălzire – persoane
juridice , în ghidul de finanțare nu este prevăzută componenta de monitorizare și, pe cale de
consecință, nu au fost derulate acțiuni în acest sens la beneficiari ;
 în cazul Programului privind instalarea siste melor de încălzire care utilizează energie
regenerabilă, inclusiv înlocuirea sau completarea sistemelor clasice de încălzire – persoane fizice ,
deși în ghidurile de finanțare a fost prevăzut ca monitorizarea să se realizeze pe parcursul unui
an de la final izarea proiectului în vederea constatării menținerii/nemenținerii investiției realizate, a
utilizării/neutilizării acesteia conform scopului stabilit, precum și a respectării de către beneficiari a
interdicției de înstrăinare a obiectivelor finanțate, AFM nu a desfășurat cu regularitate astfel de
activități ;

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 37 din 129  în cadrul Programului privind creșterea producției de energie din surse regenerabile deși s-
a exercitat o activitate de monitorizare , la nivelul AFM, nu s -a realizat o analiză privind
atingerea scopului definit în proiecte . De altfel, AFM nu a procedat la efectuarea unei analize
comparative între informațiile tehnice și financiare prezentate în studiul de fezabilitate al
proiectului cu realizările efective de la momentul finalizării implementării proiect ului, precum și
pentru perioada de monitorizare.
Cauza principală care a condus la nerealizarea în totalitate a activității de monitorizare a
proiectelor constă în lipsa acută de persona l cu astfel de atribuții , raportat la numărul mare de
proiecte impleme ntate.

1.2. Creșterea cu 20% a eficienței energetice, prin reducerea consumului de
energie primară

Eficiența energetică reprezintă o componentă importantă pentru realizarea obiectivelor
Politicii Energetice a UE privind dezvoltare a durabilă, sec uritate a alimentării cu energie și
concurența , context în care, au fost adoptate: Directiva 2004/8/CE și ulterior Directiva
2012/27/UE , prin care s -a prevăzut promovarea cogenerării .
 La nivelul UE, în privința eficienței energetice, s -au obținut progrese, astfel că, între
2000 și 2006, consumul de energie primară a crescut constant , de la 1.617,8 Mtep (milioane tone
echivalent petrol) în anul 2000 , la nivelul de 1.711,6 Mtep în anul 2006, iar începând cu anul 2007, s –
a înregistrat o scădere neîntreruptă a consumului de energie primară, până la 1.583,5 Mtep în anul
2012. Pentru atingerea obiectivului ar fi necesară o reducere suplimentară a consumului de energie
primară cu 6,3 % până în anul 2020.
 La nivel național, pentru realizarea obiectivului privind ef iciența energetică, au fost
adoptate acte normative care reglementează: eficiența energetică ( Legea nr. 121/2014 );
promovarea cogenerării bazate pe cererea de energie termică utilă ( HG nr. 219/2007 ); programul de
termoficare căldură și confort ( HG nr. 462/ 2006 ); reabilitarea termică a clădirilor ( OUG nr.18/2009 ,
OUG nr. 69/2010 ); contorizarea eficientă ( Ordinul președintelui ANRE nr. 145/2014 ).
Guvernul României, prin Memorandumul cu tema Aprobarea valorilor finale ale
obiectivelor României pentru Strategia Europa 2020, aprobat în ședința din 07.07.2010, a acceptat
pentru anul 2020 , atingerea nivelului de 19% al creșterii eficienței energetice prin reducerea
consumului de energie primară , și măsurile (7 măsuri ) pentru atingerea acestui obiectiv.
De asemenea , în perioada 2011 -2014 au fost elaborate 2 Programe Naționale de Reformă
(PNR) prin care au fost prezentate progresele înregistrate privind reducerea consumului de energie
primară, măsurile întreprinse și măsurile de urmat pentru atingerea obiectivului na țional.

Îmbunătățirea eficienței energetice reprezintă o prioritate esențială a politicii energetice
naționale datorită contribuției majore pe care o are la realizarea siguranței alimentării,
dezvoltării durabile și competitivității, la economisirea resurselor energetice primare și la
reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 38 din 129 Pentru re alizarea acestui obiectiv , au fost stabilite în principal următoarele m ăsuri:

1.2.1. Schema de ajutor de stat pentru promovarea cogenerării de înaltă eficiență

A) Contextul general privind promovarea producerii de energie în cogene rare
Cogenerarea este o metodă de producere simultană a energiei electrice și termice , în
aceeași instalație , pe baza aceluiași combustibil .
Instalațiile cu sisteme de cogenerare se folosesc pentru a produce energie mecanică sau
electrică și energie termic ă sub formă de abur sau apă fierbinte pentru consum industrial respectiv
casnic (pentru încălzirea spațiilor, a apei menajere sau alte necesități).
La sfârșitul anului 2013 , în România existau 185 unități de cogenerare cu o capacitate
electrică instalată î n SEN de 4.433 MWe (majoritatea supradimensionate, cu o durata de viață
depășită), din care 125 de unități de cogenerare cu o capacitate electrică instalată de 3.413 MWe au
beneficiat de schema de sprijin pentru promovarea cogenerării.
Mai mult de 60% dintre capacitățile instalate ale unităților de cogenerare din SEN au peste 25
de ani vechime, unele chiar peste 35 de ani vechime , fiind puse în funcțiune în perioada 1963 -1980
(Electrocentrale Oradea, Electrocentrale Constanța).
La finele anului 2013 , din totalul de 3.413 Mwe reprezentând capacitatea electrică instalată a
unităților care produc în cogenerare și care au accesat schema de sprijin, doar cca. 50% adică 1.709
MWe reprezenta capacitatea electrică de cogenerare de înaltă eficiență , iar la finele an ului 2014 ,
din totalul de 3.220 Mwe reprezentând capacitatea electrică instalată a unităților care produc în
cogenerare și care au accesat schema de sprijin , doar cca. 49%, adică 1.603 Mwe , reprezenta
capacitatea electrică de cogenerare de înaltă eficiență a acestor unităților de cogenerare.

B) Prezentarea generală a schemei de sprijin pentru promovarea cogenerării de înaltă
eficiență
Directiva 2004/8/CE , cu privire la promovarea cogenerării bazate pe necesarul de energie
termică utilă în piața internă de energie, a fost transpusă în legislația națională prin Hotărârea
Guvernului nr. 219/2007 privind promovarea cogenerării bazate pe energia termică utilă .
Comisia Europeană, pentru menținerea în piața de ene rgie a centralelor de cogenerare a
aprobat în anul 2 009, acordarea unui sprijin operatorilor acestor centrale , în baza unei scheme
de ajutor de stat.

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 39 din 129 Pentru România, Schema de sprijin a fost notificată la Comisia Europeană și a primit
Autorizația pentru ajutor de stat (N 437/2009 – Romania, de operare pent ru protecția mediului),
în conformitate cu dispozițiile 87 și 88 din Tratatul de instituire a Comunității Europene.
Decizia de autorizare a fost emisă de către Direcția Generală Concurență a Comisiei Europene
cu nr. C(2009)7085 din 17.09.2009 .
Prin Hotă rârea Guvernului nr. 1215/ 2009 privind stabilirea criteriilor și a condițiilor
necesare implementării schemei de sprijin pentru promovarea cogenerării de înaltă eficiență pe baza
cererii de energie termică utilă , s-a aprobat implementarea schemei de sprijin de tip bonus
aplicabilă producătorilor cu unități cu capacitate electrică instalată mai mare de 1 MW .
Schema de sprijin de tip bonus reprezintă o schemă de sprijin în care producătorul de energie
electrică și termică în cogenerare primește pentru fiecare unitate de energie electrică produsă în
condiții de înaltă eficiență și care este destinată consumului intern, o sumă fixă de bani (lei/kWh),
denumită bonus.

Scopul schemei
Potrivit Deciziei nr. C(2009)7085 /2009 de autorizare a Schemei de ajutor de sta t pentru
promovarea cogenerării, s copul principal este acela de a promova sistemele de cogenerare de înaltă
eficiență pentru ecologizarea p roducției de energie electrică, iar ajutorul vizează producătorii de
energie electrică și termică (proprietari de unită ți sau operatori care le exploatează ), pentru a
încuraja noi investiții în tehnologia de cogenerare precum și în înlocuirea sau renovarea
instalațiilor existente .
România dispune de un sistem de producere în cogenerare care corespunde, ca nivel tehnic,
anilor 1960 -1970 , iar necesitatea realizării de investiții noi și de investiții în retehnologizarea
instalațiilor existente de producere a energiei electrice din cogenerare care să conducă atât la
creșterea eficienței sistemelor, cât și la reducerea pierderil or tehnice și a celor comercial e, este dată
de faptul că, d in anul 1990 , până în prezent, România a traversat o perioadă de declin economic și de
reducere a consumului de energie ca urmare atât a restrângerii activității economice , cât și a
restructurării industriei , concomitent cu renunțarea unui număr mare de consumatori de energie
termică la serviciile sistemelor centralizate, sistemele de producere în cogenerare au devenit
supradimensionate , funcționând în marea majoritate a timpului, la sarcini parțial e, cu
consumuri mari de combustibil.

Cauza interesului scăzut din partea producătorilor în utilizarea fondurilor primite în scopul
în care a fost aprobată schema de sprijin respectiv pentru realizarea de investiții noi și pentru  Din Chestionarele completate de 37 de producători de energie care au accesat schema de
sprijin pentru promovarea cogenerării , au rezultat următoarele:
– au fost realizate investiții în retehnologizare în valoare de 148.425 mii lei din bonusul de
cogenerare acordat pentru perioada 2011 -2014 , de 3.597.952 mii lei, respect iv în procent de
4,13%, și investiții în valoare de 277.256 mii lei , finanțate din sursele proprii ale operatorilor;
– au fost realizate investiții noi în tehnologia de cogenerare în valoare de 81.472 mii lei ,
finanțate din bonusul de cogenerare pentru pe rioada 2011 -2014 , respectiv în procent de 2,26% din
bonusul acordat și investiții în valoare de 99.654 mii lei , finanțate din surse proprii ale
operatorilor.
– nivelul redus al investițiilor realizate , în condițiile creșterii necesității de retehnologizare a
instalațiilor este generat de insuficiența fondurilor alocate de producători , unul din argumentele
invocate de aceștia fiind acela că schema de sprijin, așa cum a fost aprobată, are caracteristica unui
ajutor de operare și nu al uneia cu caracter invest ițional.

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 40 din 129 retehnologi zarea unor unități de cogenerare, constă în lipsa unui cadru legal care sa reglementeze
monitorizarea investițiilor efectuate de producători în urma acordării bonusurilor în baza schemei de
sprijin.

Condiții obligatorii în vederea acordării ajutorului de stat
Sprijinul financiar se acordă producătorilor de energie electrică și termică în cogenerare,
care dețin și/sau exploatează comercial, centrale de cogenerare de înaltă eficiență, pentru cantitatea
de energie electrică produsă în cogenerare de înaltă efi ciență , livrată efectiv în rețelele electrice ,
indiferent dacă este destinată populației sau utilizării industriale.

Bugetul schemei de sprijin și cantitatea de energie electrică estimată a fi produsă în
cogenerare de înaltă eficiență
La data notificării ajutorului de stat de către Comisia Europeană, pentru perioada 2010 –
2023, s-a estimat o cantitate de energie electrică a fi produsă în cogenerare de înaltă eficiență de
202.000 GWh , și un efort financiar pentru întreaga durată de funcționare a schemei, de 17.232.804
mii lei (4.103.049 mii euro ).
Până la data de 31.12.2014, față de Bugetul schemei de sprijin, cantitatea de energie electrică
produsă în cogenerare de înaltă eficiență care a beneficiat de sprijin a fost de doar 10% (20.255
GWh) , iar efortul f inanciar înregistrat a fost de 3.597.952 mii lei (816.903 mii euro), fiind înregistrat
un grad de execuție de 21% .

Administratorul schemei de sprijin
Compania Națională " Transelectrica " SA este responsabilă de administrarea schemei de
sprijin , având atribuții de colectare lunară a contribuției pentru cogenerare de la furnizori și de
plată lunară a bonusurilor către producătorii de energie beneficiari ai schemei .

Condiții de accesare a schemei de sprijin
Pentru a beneficia de schema de sprijin , potrivit Regulamentul ui aprobat prin Ordinul
președintelui ANRE nr. 23/ 2010 , producătorii de energie în cogenerare aveau obligația să
înregistreze la ANRE, toate configurațiile/unitățile de producție în cogenerare.
ANRE acreditează configurațiile/unitățile de produ cție în cogenerare noi, puse în
funcțiune/intrate în exploatare comercială după data de 1 septembrie 2010, iar Avizul de acreditare
preliminară se solicită în cazul proiectelor investiționale pentru una sau mai multe unități de
cogenerare noi sau retehnolo gizate care se află într -o fază avansată de proiectare.
 S-a constatat un interes scăzut din partea producătorilor care au beneficiat de sprijin
financiar în baza acestei scheme de ajutor , pentru utilizarea fondurilor primite în scopul în care a
fost au torizată schema, respectiv pentru realizarea de investiții noi și pentru retehnologizarea unor
unități de cogenerare .
În perioada 2010 -2014 , ANRE a emis 17 avize de acreditare finală, pentru 38 unități de
producere cu o capacitate electrică de cogenerare p otențial calificabilă ca fiind de înaltă
eficiență de 191,94 MW .
Din cele 38 unitățile noi de cogenerare care au fost acreditate , doar 33 unități noi de
cogenerare, cu capacitatea electrică de cogenerare de înaltă eficiență de 163,14 MW , situate pe
amplasa mentul a 9 societăți comerciale, au beneficiat de schema de sprijin .

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 41 din 129 C) Mecanismul de aplicare a schemei de ajutor de stat
Schema de sprijin implică acordarea unui ajutor de tip bonus producătorilor de energie
electrică și termică, pentru cantitățile d e energie electrică produse în cogenerare de înaltă eficiență,
acreditate și calificate de către ANRE.
Pentru asigurarea fondurilor necesare acordării acestui ajutor, a fost implementat un sistem de
colectare a unei contribuții de la consumatorii finali (populație, instituții, entități private, etc.) prin
includere a acesteia , în factura de energie electrică .
Fondurile necesare acordării bonusurilor se colectează de către furnizorii de energie
electrică de la:
– consumatorii finali din România ;
– furnizori , pentru energia electrică exportată ;
– furnizori , pentru energia electrică consumată la locurile de consum proprii ;
– producători , pentru energia electrică vândută consumatorilor racorda ți direct la barele
centralelor ;
– producători , pentru energia electrică consumat ă la locurile de consum proprii ;
– producători , pentru energia electrică exportată.
Mecanismul de colectare a contribuției și de plată a bonusului pentru energia electrică
produsă în cogenerare de înaltă eficiență, se desfășoară astfel :
 Colectarea contribuției se efectuează de către CNTEE Transelectrica SA în calitate de
Administrator al schemei de sprijin ;
 Plata bonusului către producătorii beneficiari ai schemei de sprijin se efectuează de către
CNTEE Transelectrica SA ;
 Efectuarea de regularizări în ceea ce privește bonusul acordat ben eficiarilor schemei de
sprijin de către ANRE .

C1) Contribuția pentru cogenerarea de înaltă eficiență
Contribuția pentru cogenerarea de înaltă eficiență reprezintă tariful unitar , exprimat în
lei/kW h, plătit lunar de fiecare consumator de energie electrică, în vederea creării resurselor
financiare necesare aplicării schemei de sprijin, aceasta fiind determinată anual de ANRE.
Evoluția contribuției pentru cogenerare, conform valorilor aprobate de ANRE în perioada
2011 -2014 , este prezentată grafic după cum urmează:

Din datele prezentate, în perioada analizată s -a constatat faptul că , cea mai mare valoare a
contribuției pentru cogenerare, respectiv de 23,1 lei/MWh (0,0231 lei/kWh) , a fost stabilită pen tru
anul 2013, aceasta înregistrând o creștere cu 25 % față de perioada aprilie 2011 – iunie 2012 și cu
8,96 % față de perioada iulie – decembrie 2012 .

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 42 din 129  Față de valoarea contribuției stabilită pentru anul 2013, în anul 2014 , valoarea acesteia a
fost stabi lită la 18,4 lei/MWh , pentru perioada ianuarie – iunie 2014 înregistrând o scădere cu cca.
20% , și la 9,96 lei/MWh pentru perioada iulie – decembrie 2014, înregistrând o scădere cu cca.
57%.
 Deși cantitatea de energie electrică pentru care s -au emis fa cturi pentru plata contribuției
de cogenerare a înregistrat în anul 2014 o creștere în valori absolute de 1.152.569 MWh , respectiv
cu 2,44% , față de anul 2013 , valoarea totală a contribuției facturate a înregistrat în aceeași
perioadă o scădere , în valori absolute cu 373.940 mii lei, respectiv cu cca. 34% față de anul 2013 .
Aceasta s -a datorat , pe de -o parte , exceptării exportului de energie electrică de la plata
contribuției de cogenerare, conform prevederilor Hotărârii Guvernului nr. 494/ 2014 (începând cu
01.07.2014), iar pe de altă parte, scăderii valorii contribuției pentru cogenerare stabilită de ANRE , de
la 23,1 lei/MWh pentru anul 2013 , la 9,96 lei/MWh în perioada iulie – decembrie 2014.
 Referitor la termenul de încasare a contribuției pentru cogene rare, s-a constatat o
necorelare între prevederile Hotă rârii Guvernului nr. 1215/ 2009 și cele ale Ordinului
președintelui ANRE nr. 9/ 2011, respectiv în condițiile în care , potrivit prevederilor art. 15 alin. (4)
din Hotărârea Guvernului nr. 1215/2009 este prevăzut un termen de virare a contribuției către
administratorul schemei , de 5 zile de la încasarea facturilor de către furnizor, dar nu mai târziu de 20
de zile de la emiterea facturii, prin Ordinului președintelui ANR E nr. 9/ 2011 s -a prevăzut un
termen de achitare a contribuției de maximum 7 zile de la primirea facturilor, fără a se depăși data
de 25 a lunii următoare în care a fost realizat consumul.
 Modificarea schemei de sprijin autorizată prin Decizia nr. C(2009)7085 din
17.09.2009 , în ceea ce pri vește colectarea contribuției de la furnizorii care exportă energie
electrică, s -a efectuat fără emiterea unei notificări către Comisia Europeană , astfel:
Începând cu data de 01.07.2014, conform prevederilor Hotărârii Guvernului nr. 494/ 2014 ,
suma anuală necesară acordării schemei de sprijin nu se mai colectează de la furnizorii care
exportă energie electrică .
Acest act normativ a adus modificări asupra modului de implementare a schemei de
sprijin, așa cum aceasta a fost autorizată de Comisia Europeană, în ceea ce privește plata
contribuției de către furnizorii care exportă energie electrică, în sensul în care a fost autorizată
potrivit pct. 32 din Decizia nr. C(2009)7085 /2009 .
Pentru modificările aduse prin Hotărârea Guvernului nr. 494/ 2014, se impu nea
notificarea Comisiei Europe ne în conformitate cu prevederile pct. 4, alin. (67) din Decizia nr.
C(2009)7085 /2009.

C2) Bonusul (ajutorul de stat) acordat producătorilor care au accesat schema de sprijin
În baza schemei de ajutor, producătorii de energie elect rică și termică în cogenerare primesc
lunar o sumă de bani denumită “ bonus ”, pentru fiecare unitate de energie electrică (exprimată în
MWh), produsă în cogenerare de înaltă eficiență, livrată în rețelele electrice ale Sistemului
Electroenergetic Național (SEN) și vândută pe piața concurențială de energie electrică și/sau prin
contracte reglementate.
Bonusul este plătit lunar de către CNTEE Transelectrica SA , producătorilor de energie
electrică și termică în cogenerare de înaltă eficiență , care beneficiază de schema de sprijin, în termen
de maximum 30 de zile de la sfârșitul fiecărei luni.
Nivelul bonusului primit de producători pentru fiecare MWh produs în cogenerare de
înaltă eficiență și livrat în rețelele publice este stabilit anual, de către ANRE, pe ba za Metodologiei
aprobată prin Ordinul președintelui ANRE nr. 3/ 2010 , cu modific ările și complet ările ulterio are.

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 43 din 129 Bonusul este calculat ca diferență dintre costurile totale de producție ale unei centrale de
cogenerare și veniturile ce pot fi obținute de ace asta prin vânzarea energiei electrice (utilizând prețul
mediu de tranzacționare practicat pe Piața zilei urmă toare -PZU), precum și din vânzarea energiei
termice, diferența fiind raportată la energia electrică livrată de centrala de cogenerare.
În perioad a 2011 -2014 , bonusul de referință a fost stabilit prin Ordinele președintelui
ANRE nr.18/2011 , nr. 45/ 2012 și nr. 78/ 2013 .

Deciziile lunare/anuale de aprobare a cantităților de energie electrică produse în
cogenerare de înaltă eficiență care beneficiază d e bonus
În perioada 2011 -2014 , au fost emise de către ANRE un număr de 105 Decizii privind
calificarea cantității de energie electrică produse în cogenerare de înaltă eficiență, livrate din
centralele care au beneficiat de schema de sprijin .
Deciziile emis e de ANRE au stat la baza regularizării plăților corespunzătoare bonusului pe
perioada 2011 -2014, de către administratorul schemei, CNTEE Transelectrica SA.
În anul 2011, un număr de 32 producători – persoane juridice, ce au avut în administrare 42
centra le cu unități de producere în cogenerare, au beneficiat de bonus în valoare de 594.508 mii lei ,
pentru cantitatea de 3,49 TWh energie electrică produsă în cogenerare de înaltă eficiență și livrată în
rețelele electrice ale SEN.
În anul 2012, un număr de 36 producători – persoane juridice, ce au avut în administrare 47
centrale cu unități de producere în cogenerare, au beneficiat de bonus în valoare de 978.098 mii lei ,
pentru cantitatea de 6,01 TWh energie electrică produsă în cogenerare de înaltă eficiență și livrată în
rețelele electrice ale SEN (în creștere cu 2,51 TWh , respectiv cu cca. 72%, comparativ cu perioada
aprilie –dec. 2011 ).
În anul 2013 , un număr de 37 producători – persoane juridice, ce au avut în administrare 48
centrale cu unități de produc ere în cogenerare, au beneficiat de bonus în valoare de 1.098.112 mii
lei, pentru cantitatea de 5,65 TW h energie electrică produsă în cogenerare de înaltă eficiență și livrată
în rețelele electrice ale SEN (în scădere cu 0,35 TWh , respectiv cu 5,89%, compa rativ cu 2012 ).
De asemenea, în anul 2014 , un număr de 36 producători – persoane juridice, ce au avut în
administrare 43 centrale cu unități de producere în cogenerare, au beneficiat de bonus în valoare de
927.234 mii lei , pentru cantitatea de 5,10 TW h energie electrică produsă în cogenerare de înaltă
eficiență și livrată în rețelele electrice ale SEN (în scădere cu 0,55 TWh, respectiv cu 9,77%,
comparativ cu 2013 ).
Evoluția cantităților de energie care au beneficiat de bonus și a valorii bonusurilor
acord ate producătorilor în perioada 2011 -2014 , este reprezentată grafic astfel:

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 44 din 129 Pe tipuri de centrale, în funcție de combustibilul majoritar utilizat, valoarea bonusului
acordat în perioada 2011 -2014 , este prezentată în tabelul de mai jos:
Centrale de coge nerare
care au beneficiat de
bonus MWh/lei 2011 2012 2013 2014 Total Variație 2014
față de 2013 Variație 2013
față de 2012
Centrale de cogenerare
cu funcționare pe
combustibil solid cantitate 1.286.861 2.032.498 1.878.361 1.645.721 6.843.441 -12,39% -7,58%
valoare
bonus 230.502.539 344.544.719 358.527.454 276.280.737 1.209.855.449 -22,94% 4,06%
Centrale de cogenerare
cu funcționare pe gaze
alimentate din RT cantitate 339.834 630.831 556.612 638.591 2.165.867 14,73% -11,77%
valoare
bonus 53.534.050 95.227.236 100.598.363 105.289.542 354.649.192 4,66% 5,64%
Centrale de cogenerar e
cu funcționare pe gaze
alimen tate din RD cantitate 1.864.218 3.344.477 3.219.173 2.817.654 11.245.522 -12,47% -3,75%
valoare
bonus 310.471.148 538.326.300 638.985.699 545.664.131 2.033.447.278 -14,60% 18,70%
Total cantitate 3.490.913 6.007.807 5.654.146 5.101.965 20.254.831 -9,77% -5,89%
valoare
bonus 594.507.737 978.098.255 1.098.111.516 927.234.410 3.597.951.919 -15,56% 12,27%

În anul 2013, ca urmare a aprobării de c ătre ANRE a unor valori ale bonusului de referință
superioare anului 2012, valoarea totală a bonusurilor acordate a înregistrat o creștere cu 120.013
mii lei , respectiv cu 12,27% față de anul 2012 (de la 978.098 mii lei în anul 2012, la 1.098.111 mii
lei în anul 2013), în condițiile în care, cantitatea de energie electrică pentru care producătorii au
încasat bonusul din cogenerare, a înregistrat o scădere cu 353.660 MW respectiv cu 5,89% față de
anul 2012 (de la 6.007.807 MW în anul 2012, la 5.654.146 MW în anul 2013).
În anul 2014, față de anul 2013, valoarea bonusurilor acordate producătorilor beneficiari
ai schemei de sprijin a înregistrat o scădere cu 170.877 mii lei , respectiv cu 15,56% față de anul
2013 ( de la 1.098.111 mii lei în anul 2013, la 927.234 mii lei în anul 2014 ), ca urmare a trecerii
majorității producătorilor în anul 4 de accesare a schemei (situație în care valoarea bonusului de
referință este mai mică) și a scăderii cu 552.181 MW , respectiv cu 9,77% a cantității de energie
electrică produs ă în cogenerare de înaltă eficiență (de la 5.654.146 MW în anul 2013, la 5.101.965
MW în anul 2014).
Față de cantitatea de energie electrică produsă la nivel național , cantitatea de energie
electrică produsă în cogenerare de înaltă eficiență care a benefi ciat de bonus a reprezentat la finele
anului 2014 cca. 7,86%, astfel:
Nr.
crt. Indicator UM Anul
2010 Anul
2011 Anul
2012 Anul
2013 Anul
2014
1 Producția națională de energie electrică* TWh 60,80 61,90 59,03 58,67 64,86
2 Energie electrica produsa în cogenerare de înaltă eficiență care
a beneficiat de bonus TWh – 3,49 6,01 5,65 5,1
3 Cotă de energie electrică produsă în cogenerare de înaltă
eficiență care a beneficiat de bonus din total producție națională % – 5,64 10,18 9,63 7,86
*sursa: Transelectri ca SA
 S-au constatat întârzieri în emiterea de reglementări privind constituirea și executarea
garanțiilor financiare pentru plătitorii de contribuție și producătorii de energie electrică și termică
în cogenerare care beneficiază de schema de sprijin, as tfel:
Potrivit contractului -cadru încheiat între producă tor și administratorul schemei CNTEE
Transelectrica SA , aprobat prin Ordinul președintelui ANRE nr. 20/ 2011 , modificat ulterior prin
Ordinul președintelui nr. 28/ 2014 , producătorul poate fi obligat să constituie/actualizeze o
garanție financiară corespunzător plății bonusului necuvenit și restituirii supracompensării în baza
unei proceduri emisă de CNTEE Transelectrica SA și aprobată de ANRE .
ANRE, cu întârziere de 1 an de zile de la punerea în aplica re a schemei de sprijin, respectiv
pe data de 23.03.2012 , a avizat Procedura operațională privind constituirea, actualizarea și
executarea garanțiilor financiare pentru plătitorii de contribuție și producătorii de energie electrică

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 45 din 129 și termică în cogenerare care beneficiază de schema de sprijin, emisă de CNTEE Transelectrica
SA.
 S-a constatat faptul că CNTEE Transelectrica SA , în calitate de Administrator al
schemei de sprijin, nu a determinat valoarea garanțiilor financiare aferentă fiecărui producător
beneficiar al schemei de sprijin în perioada 2011 -2014 și implicit nu a procedat la aprobarea acestora
de către ANRE .
Acest lucru se impunea cu atât mai mult cu cât, pentru perioada 2011 -2013 , ANRE a
constatat o supracompensare a activității de producere a energiei electrice și termice produse în
cogenerare de înaltă eficiență, în cazul a 8 producători care trebuiau să restituie către CNTEE
Transelectrica SA, în anul 2014 , suma de 429.745 mii lei. Până la data de 05.12.2014 , gradul de
recuperare a fost d e 54% din sumele stabilite de ANRE, respectiv s-a recuperat suma de 234.061
mii lei. Mai mult decât atât, o parte din producătorii care au beneficiat de schema de sprijin se
află în insolvență (RAAN, CET Brăila, Termica Târgoviște, Termica Suceava), proced ura de
recuperarea a sumelor de recuperat stabilite de ANRE fiind de lungă durată.

C3) Supracompensarea
Supracompensarea reprezintă cuantumul valoric al ajutorului acordat prin schema de sprijin
ce depășește suma necesară acoperirii totale a costurilor aferente desfășurării activității de
producere a energiei electrice și termice în cogenerare, inclusiv a unei rate a rentabilității în valori
reale, înainte de impozitare, de cel mult 9%, cuantum determinat prin luarea în considerare a
veniturilor rezulta te din vânzarea energiei electrice și termice produse în cogenerare.
După încheierea fiecărui an, au loc regularizări , în sensul că, ANRE determină exact
cantitățile de energie electrică produse în cogenerare de înaltă eficiență de către fiecare configuraț ie a
fiecărui producător, fiind stabilite diferenț e față de cantitățile lunare care au beneficiat de bonus
și implicit valoarea bonusului neacordat sau acordat necuvenit (situații din care rezultă sumele
care trebuie returnate de către producători ).
În cazul în care se constată supracompensarea activității (determinată conform Ordinului
președintelui ANRE nr. 84/ 2013 ), sau acordarea unui bonus necuvenit, ANRE comunică (în termen
de 3 luni de la sfârșitul fiecărei perioade de evaluare a supracompensării ), producătorului de energie
electrică și termică în cogenerare, cuantumul supracompensării/bonusului necuvenit , producătorul
având obligația de a vira cuantumul sumei comunicate , în contul CNTEE Transelectrica SA, în
termen de 15 zile de la comunicare.
În trimestrul I al anului 2014 , ANRE a constatat , pentru perioada 2011 -2013 ,
supracompensarea în cazul a 8 producători (Electrocentrale Oradea, RAAN, CET Arad, CET
Govora, Dalkia Termo Prahova, Modern Calor Botoșani, Termo Calor Pitești, Electrocentrale
Bucure ști – Elcen Sud și Elcen Vest) , situație în care au fost emise Decizii de supracompensare în
valoare de 429.745 mii lei.
De asemenea, în trimestrul I al anului 2015 , ANRE a constatat , pentru anul 2014 ,
supracompensarea în cazul a 5 producători (Complexul Energetic Oltenia -CET Craiova II,
Electrocentrale București – CET Sud, Electrocentrale Oradea – CET Oradea, Interagro Zimnicea,
Termo Calor Confort – CET Găvana ) , situație în care au fost emise Decizii de supracompens are în
valoare de 48.800 mii lei.
 Referitor la modul de calcul al supracompensării , respectiv în ceea ce privește modul
de calcul al veniturilor rezultate din vânzarea energiei electrice și termice produse în cogenerare , s-a
constatat existența unor neconcordanțe între cadrul legal emis d e ANRE și cel aprobat de
Guvernul României prin Hotă rârea Guvernului nr. 1215/ 2009, astfel:

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 46 din 129 Conform prevederilor art. 3 din HG nr. 1215/2009 , supracompensarea activității se
determină prin luarea în considerare a veniturilor rezultate din vânzarea energiei electrice și
termice produse în cogenerare , iar c onform Metodologiei aprobate prin Ordinul președintelui
ANRE nr. 84/ 2013 , veniturile sunt calculate printr -o metodă virtuală, de extragere doar a acelor
venituri care sunt aferente activității de cogenerare de înaltă eficiență, utilizând valori de referință,
respectiv prețul de referință al energie electrice stabilit la nivelul de 90 % din prețul de
tranzacționare a energiei electrice practicat pe Piața pentru Ziua Următoare , fără a exista date care
să susț ină acest procent .
 În ceea ce privește recuperarea supracompensării, deși Ordonanța de urgență a
Guvernului nr. 117/ 2006 privind procedurile naționale în domeniul ajutorului de stat conține
prevederi care pot fi aplicate recuperării ajutoarelor de sta t, în sensul că , ajutorul de stat care
trebuie rambursat sau recuperat include și dobânda aferentă, ANRE a aprobat prin Ordinul
președintelui ANRE nr. 84/ 2013 , un mod de calcul diferit față de rata dobânzii aplicabile
recuperării ajutoarelor de stat pentru România, respectiv a aprobat actualizarea cu rata
inflației și rata titlurilor de stat a valorii supracompensării constatate pentru producăto ri.
 Deși la art. 6 al aceluiași Ordin nr. 84/ 2013 se prevede actualizarea valorii
supracompensării constatate p entru un producător, în realitate, au fost actualizate cu rata inflației și
rata titlurilor de stat și valorile negative (S ≤ 0 ) rezultate în u rma calculului supracompensării.
Această metodă de calcul s-a aplicat pentru prima perioadă de evaluare a suprac ompensării
(01.04.2011 -31.12.2013) , indiferent dacă activitatea de producere a energiei electrice și termice în
cogenerare de înaltă eficiență a fost supracompensată sau nu .
Pentru următoarea perioadă de evaluare a supracompensarii (01.01.2014 -31.12.2014), nu s-a
efectuat actualizarea în situațiile în care activitatea de producere a energiei electrice și termice în
cogenerare de înaltă eficiență nu a fost supracompensată (S ≤ 0).
Astfel , în situația în care valorile negative (S ≤ 0 ) nu ar fi fost actualizat e cu rata inflației și
rata titlurilor de stat, unii producători ar fi trebuit să restituie în plus, față de suma stabilită de
ANRE, suma de 4.772 mii lei.
Totodată, ar fi trebuit emise Decizii de supracompensare și pentru alte centrale, în afara
celor m enționate anterior, edificator în acest sens fiind cazul CET Grozăvești aparținând SC
Electrocentrale București, care pe perioada 01.04.2011 -31.12.2013, a înregistrat o supracompensare
a activității de producere a energiei electrice și termice în cogenerar e de înaltă eficiență în valoare de
1.897 mii lei, valoare ce trebuia aprobată prin Decizie a președintelui ANRE, și returnată
admini stratorului schemei de sprijin.
 În ceea ce privește modul de determinare a supracompensării, s-a constatat utilizarea de
către ANRE, la calcularea valorii supracompensării, a unor formule de calcul care nu au fost
cuprinse în Metodologia aprobată prin Ordinul președintelui ANRE nr. 84/2013 , respectiv s-a
utilizat formula de calcul a elementului B (criterii definire) cog.î.e f. (cantitatea de combustibil aferentă
îndeplinirii criteriilor de definire a cogenerării de înaltă eficiență – MWh ), în care a fost cuprinsă și
o bonificație (un indicator de performanță) acordată producătorului în situația în care, pentru o
anumită confi gurație se constată o depășire a valorilor economiei de energie primară și eficienței
globale , stabilite prin Legea energiei electrice și a gazelor naturale nr. 123/2012 , în acest fel, a fost
majorat costul anual al combustibilului pentru cogenerarea de în altă eficiență și implicit costul
total pentru cogenerarea de înaltă eficiență, înregistrat de un producător.
Pentru perioada 2011 -2014, valoarea bonificației (performanței) acordată producătorilor
de energie în cogenerare a fost de 161.935 mii lei (20.751 mii lei – 2011; 38.612 mii lei – 2012;
56.922 mii lei –2013; 45.650 mii lei –2014).

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 47 din 129 În fapt , ANRE prin utilizarea acestei formule de calcul a supracompensării, a accep tat
includerea î n costurile producătorului a unei “bonificați i”, în condițiile în care , producătorii
beneficiază de o rentabilitate pentru producerea în cogenerare de înaltă eficiență (determinată
utilizând baza reglementată medie a activelor , aferente capacităților de producere în cogenerare care
accesează schema de sprijin și cea aferentă a ctivelor comune ajustate proporțional cu cantitățile de
energie electrică și termică livrate în cogenerare de înaltă eficiență ), la care se aplică rata
acceptabilă a rentabilității de 9% stabilită prin Hotărârea Guvernului nr. 1215/ 2009 .
 În acest contex t, prin acordarea bonificației, avem urmă toarele situații:
– deși supracompensarea (S) înregistrează valori negative, caz în care producătorul nu are
nici o obligație de plată , au fost constatate cazuri în care dacă nu s-ar fi acordat bonificația ,
supraco mpensarea (S) ar fi înregistrat valori pozitive , situație în care administratorul schemei
(în baza Deciziilor ce ar fi fost emise de ANRE) , ar fi trebuit să recupereze suma totală de 21.420
mii lei acordată suplimentar .
– deși supracompensarea (S) a înre gistrat valori pozitive, situație în care, ANRE a emis
Decizii de supracompensare pentru recuperarea sumei de 282.127 mii lei, au fost constatate cazuri
în care dacă nu s-ar fi acordat bonificație, supracompensarea (S) ar fi înregistrat valori pozitive
mult mai mari , situație în care administratorul schemei ar fi trebuit s ă recupereze suma de
353.372 mii lei, mai mult cu suma de 71.245 mii lei, decât cea stabilită de ANRE prin Decizii
(282.127 mii lei).
 În elaborarea de către ANRE a cadrului de reglemen tare subsecvent necesar pentru
implementarea schemei de sprijin privind promovarea cogenerării de înaltă eficiență s-a constatat
elaborarea metodologii lor cu întârziere de peste 3 ani față de termenul prevăzut în Hotărâ rea
Guvernului nr. 1215/ 2009 , situaț ie constatată și în cazul Metodologiei aprobate prin Ordinul
președintelui ANRE nr. 84/2013, în condițiile în care prin actul normativ s -a stabilit un termen de 5
luni pentru elaborar ea acestor metodologii .
 În ceea ce privește perioada luată în calcul la analiza supracompensării s-au
remarcat neconcordanțe în ceea ce privește transpunerea în legislația națională a prevederilor
Deciziei nr. C(2009)7085 /2009 , respectiv î n condițiile în care , prin această Decizie, perioada de
timp a fost stabilită la 1 an, prin Hotă rârea Guvernului nr. 1215/ 2009 , prima perioadă de
evaluare a supracompensării a fost stabilită la 3 ani.

Concluzii privind funcționarea schemei de ajutor de stat pentru promovarea cogenerării de
înaltă eficiență

Rezultatele analizei funcționării schemei de ajutor de stat pentru promovarea cogenerării de
înaltă eficiență arată că modul în care a fost concepută și pusă în aplicare această schemă nu a fost în
măsură de a produce efectele scontate, respect iv nu a condus la retehnologizarea instalațiilor
existente și la punerea în funcțiune a unor capacități de producție noi , în raport cu efortul financiar
efectuat, respectiv cu bonusul acordat. Astfel, din bonusul acordat producătorilor de energie electrică
și termică în cogenerare, în perioada 2011 -2014, în sumă 3.597.952 mii lei, au fost realizate
investiții în retehnologizarea unităților de producție în valoare de 148.425 mii lei (4,13% din
bonusul acordat) și respectiv investiții noi în tehnologia de cog enerare în valoare de 81.472 mii lei
(2,26% din bonusul acordat).

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 48 din 129 1.2.2. Modernizar ea și realizarea unor unități, instalații și echipamente noi, în
întreprinderile din industrie, respectiv aplicarea Schemei de sprijin în cadrul Programului
Operațional Sectorial „Creșterea Competitivității Economice” (POS CCE) – Axa 4 – Domeniul
major de intervenție 1 – Energie eficientă și durabilă
Activitățile care vizează îmbunătățirea eficienței energetice conduc la reducerea risipei de
energie, constituind o măsură eficient ă din punct de vedere economic ce conduc e în final la reducerea
emisiilor de g aze cu efect de seră produse de utilizarea combustibililor fosili.
În cadrul Domeniu lui major de intervenție 1 – Energie eficientă și durabilă au fost
derulate următoarele operațiuni :
– Sprijinirea investițiilor în instalații și echipamente pentru operator ii industriali, care să
conducă la economii de energie, în scopul îmbunătățirii eficienței energetice;
– Sprijinirea investițiilor în extinderea și modernizarea rețelelor de transport al energiei
electrice, gazelor naturale și petrolului, precum și ale reț elelor de distribuție a energiei electrice și
gazelor naturale;
– Sprijinirea investițiilor în instalații de desulfurare a gazelor arse , arzătoare cu emisii
reduse de N Ox și filtre la grupurile retehnologizate/modernizate ale Instalațiilor Mari de Ardere – în
cadrul acestei operațiuni, a fost semnat un singur contract, în anul 2011 , cu SC Complexul Energetic
Craiova SA, pentru obiectivul de investiții Instalație comună de desulfurare gaze ardere, blocurile
1 si 2, SE CRAIOVA II , valoarea totală a proiectulu i este de 513.110 mii lei, din care valoarea
finanțării nerambursabile aprobată este de 105.887 mii lei (93.181 mii lei din FEDR și 12.706 mii lei
din bugetul de stat).

1.2.2.1. Sprijinirea investițiilor în instalații și echipamente pentru operatorii i ndustriali
Schema de ajutor de stat privind sprijinirea investițiilor pentru îmbunătățirea eficienței
energetice la operatorii economici din toate sectoarele industriale a fost aprobată prin Hotărârea
Guvernului nr.718/2008 , adresându -se operatorilor econo mici care realizează investiții în
sectoarele industriale și în sectorul energiei electrice și termice .

Evaluarea stadiului de realizare al proiectelor de investiții pentru care au fost semnate
Contracte de finanțare.
În perioada 2012 -2013, au fost închei ate 43 contracte de finanțare pentru 37 proiecte de
investiții în valoare de 1.059.555 mii lei, din care la 10.03.2015 , au fost finalizate 25 proiecte de
investiții (58,14 % din totalul contractelor de finanțare încheiate), iar 12 proiecte de investiții se
află în derulare (27,91% din totalul contractelor de finanțare încheiate), valoarea acestor proiecte la
contractare fiind de 582.037 mii lei.
De asemenea, au fost reziliate 6 contracte de finanțare (13,95 % din totalul contractelor de
finanțare încheiate) în valoare de 213.484 mii lei (5 contracte au fost reziliate la solicitarea
beneficiarilor finanțării motivat de modificarea condițiilor inițiale de derulare a investițiilor și 1
contract a fost reziliat de către OIE datorită fa ptului că beneficiarul nu și-a îndeplinit obligaț iile
prevăzute în contractul de finanțare ).
 S-a constatat un nivel relativ redus al proiectelor finalizate până la sfârșitul trimestrului
I 2015 , de doar 58,14 %, comparativ cu proiectele contractate, în condițiile în care , termenul de
implementare al proiectelor era 31.12.2015 .
 Potrivit Schemei de sprijin din cadrul Programului Operațional Sectorial „Creșterea
Competitivității Economice” (POS CCE) – Axa prioritară 4 – DMI 1, deși operatorii economici aveau
posibilitatea de a bene ficia de finanțăr i nerambursabile de aproape 318. 800 mii euro , ceea ce ar
fi însemnat un sprijin financiar semnificativ dacă s -ar fi creat premisele favorabile pentru absorbția

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 49 din 129 acestor fonduri, nivelul finanțărilor nerambursabile acordate până la 28.02.201 5 a fost de
aproximativ 56.000 mii euro (17%) , acest fapt datorându -se în principal numărului mare de contracte
de finanțare reziliate și nivelului redus de implemen tare al proiectelor contractate.

Evaluarea indicatorilor de realizare ai POS CCE – Axa 4
Prin Programul Operațional Sectorial Creșterea Competitivității Economice (POS CCE) au
fost stabilite ținte pentru indicatorii de realizare a programului, ținte care au fost ulterior revizuite în
anul 2013.
 Situația realizării indicatorilor identificați l a nivelul operațiunii “Sprijinirea investițiilor
în instalații și echipamente pentru operatorii industriali” , reflectă faptul că , țintele stabilite prin
Programul Operațional pentru anul 2015 sunt realizate integral în cazul indicatorului privind
numărul de întreprinderi mari asistate financiar, iar în cazul indicator ilor referitori la numărul
proiecte lor pentru îmbunătățirea eficienței energetice și num ărul IMM – urilor asistate financiar ,
gradul de realizare este foarte scăzut , fiind cuprins între 9,3% ș i 26,6%.
1.2.2.2. Sprijinirea investițiilor în extinderea și modernizarea rețelelor de transport al
energiei electrice, gazelor naturale și petrolului, precum și ale rețelelor de distribuție a energiei
electrice și gazelor naturale, în scopul reducerii p ierderilor în rețea și realizării în condiții de
siguranță și continuitate a serviciilor de transport și distribuție

A) Sprijinirea investițiilor în extinderea și modernizarea rețelelor de transport al
energiei electrice, gazelor naturale și petrolului – Caracteristicile schemei de sprijin
Schema de ajutor de stat privind sprijinirea investițiilor în extinderea și modernizarea
rețelelor de transport al energiei electrice, gazelor naturale și petrolului, în scopul reducerii
pierderilor în rețea și realizări i în condiții de siguranță și continuitate a serviciilor de transport a fost
aprobată prin Ordinul ministrului MECMA nr. 156/2011 .
Evaluarea stadiului de realizare al proiectelor de investiții pentru care au fost semnate
Contracte de finanțare.
În perioad a 2012 -2014 , au fost încheiate 6 contracte de finanțare pentru proiecte de
investiții în valoare d e 896.104 mii lei, având ca obiect extinderea și modernizarea rețelelor de
transport ale energiei electrice și gazelor naturale (4 contracte de finanțare în domeniul energiei
electrice , pentru proiecte de investiții în valoare de 603.815 mii lei, având ca obiect creșterea
eficienței energetice și reducerea consumului propriu tehnologic, prin retehnologizarea stațiilor de
transformare Tulcea Vest, Brașov, Mintia și Lacul Sărat, aflate în administrarea CNTEE
Transelectrica SA; 2 contracte de finanțare în domeniul gazelor naturale , pentru proiecte de
investiții în valoare de 292.289 mii lei, având ca obiect eficienț a energetic ă prin modernizarea unei
stații de comp rimare a gazelor (Sinca) și prin implementarea unui sistem SCADA ).
La data de 10.03.2015 , 3 proiecte de investiții (50% din totalul contractelor de finanțare
încheiate) în domeniul energiei electrice erau finalizate, iar în derulare, în diverse faze de
implementare se aflau un număr de 3 proiecte investiționale : 1 proiect în valoare aprobată de
143.776 mii lei, în domeniul energiei electrice și 2 proiecte în valoare aprobată de 292.289 mii lei,
în domeniul gazelor naturale.

B) Sprijinirea investițiilor în extinderea și modernizarea rețelelor de distribuție a
energiei electrice și gazelor naturale – Caracteristicile schemei de sprijin
Schema de ajutor de stat privind sprijinirea investițiilor în extinderea și modernizarea
rețelelor de distribuție a energiei electrice și gazelor naturale, în scopul reducerii pierderilor în rețea

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 50 din 129 și realizării în condiții de siguranță și continuitate a serviciilor de transport a fost aprobată prin
Ordinul ministrului ME nr. 2243/2009.
Bugetul total estimat alocat a fost de 28.400 mii euro , din care 88% reprezintă fonduri
europene nerambursabile asigurate prin Fondul European de Dezvoltare Regională și restul reprezintă
fonduri de cofinanțare publică asigurate de la bugetul de stat.
Evaluarea stadiului de realizare al proiectel or de in vestiții pentru care au fost semnate
contracte de finanțare.
În perioada 2012 -2013 , au fost încheiate 34 contracte de finanțare pentru proiecte de
investiții în valoare de 601.725 mii lei, având ca obiect extinderea și modernizarea rețelelor de
distribuție a energiei electrice și gazelor naturale , din care:
 28 contracte de finanțare ( 82,35% din total contracte) derulate în domeniul energiei
electrice , pentru proiecte în valoare de 357.112 mii lei, având ca obiectiv : creșterea eficienței
energetice și reducerea consumului propriu tehnologic prin modernizarea/retehnologizarea stațiilor de
transformare (18 contracte) , prin modernizare a posturilor de transformare (2 contracte) și prin
modernizarea/extinderea rețelei de distribuție (8 contracte);
 6 con tracte de finanțare ( 17,65% din total contracte) derulate în domeniul gazelor
naturale , pentru proiecte în valoare de 244.612 mii lei, având ca obiect creșterea eficienței
energetice prin modernizarea/extinderea rețelei de distribuție a gazelor naturale .
Până la data de 10.03.2015 , erau finalizate 22 proiecte de investiții (64,70 % din totalul
contractelor de finanțare încheiate), a căror valoare la contractare a fost de 206.594 mii lei, iar 9
proiecte de investiții (26,47% ) se aflau în derulare , valoarea a cestora la contractare fiind de 376.028
mii lei.
Ulterior semnării contractelor de finanțare, au fost reziliate 2 contracte în valoare de 12.325
mii lei (unul în domeniul energiei electrice și unul în domeniul gazelor naturale ), motivat de
incertitudinea r ealizării proiectelor.

Evaluarea gradului de implementare al proiectelor depuse
 Se remarcă faptul că, din perspectiva nevoilor de dezvoltare și de finanțare ale operatorilor
de distribuție, din numărul total al proiectelor depuse în vedere a obținerii fi nanțării ( 52), numărul
total al proiectelor pentru care solicitanții au încheiat contracte de finanțare (34) reprezintă 65,38% ,
iar dintre acestea au fost finalizate 22 proiecte (64,70%), sunt în curs de implementare 9 proiecte
(26,47%), iar 2 proiecte au fost reziliate (5,88%) și un proiect a fost retras ( 2,95%).
Reprezentarea grafică a gradului de implementare al proiectelor contractate în cadrul
Operațiunii privind Sprijinirea investițiilor în extinderea și modernizarea rețelelor de distribuție a
energ iei electrice și gazelor naturale, se prezintă la sfârșitul trimestrului I 2015, astfel:

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 51 din 129
Evaluarea indicatorilor de realizare ai POS CCE – Axa 4
Prin Programul Operațional Sectorial Creșterea Competitivității Economice (POS C CE) au
fost stabilite ținte pentru indicatorii de realizare ai programului , ținte care au fost ulterior
revizuite în anul 2013.
 Situația realizării indicatorilor (km re țea distribuție energie electric ă și km rețea
distribuție gaze naturale ), identificați la nivelul operațiunii privind POS CCE pentru Axa 4, reflectă
faptul că țintele stabilite pentru anul 2015 sunt parțial realizate în cazul rețelelor de distribuție
a gazelor naturale, în proporție de doar 22,10% , în timp ce, în cazul rețelelor de distrib uție a
energiei electrice nu a u fost finalizate lucr ările de extindere/modernizare pentru nici un sector
de rețea electrică .

1.2.3. Promovarea unor proiecte pilot privind contorizarea inteligentă la nivelul
sistemelor de di stribuție a energiei electrice
Prin Ordinul președintelui ANRE nr.145/2014 privind implementarea sistemelor de
măsurare inteligentă a energiei electrice au fost prevăzuți pașii procedurali de aprobare a planurilor
de acțiune ale operatorilor principali de distribuție, pentru implementar ea sistemelor de măsurare
inteligentă a energiei electrice. Ritmul aplicat de către operatorii de distribuție pentru implementarea
acestor sisteme de măsurare urma să fie aprobat de ANRE și are ca țintă, până în anul 2020 ,
implementarea la cca. 80% din num ărul de clienți finali.
 Până la data finalizării misiunii de audit, ANRE a avizat 6 proiecte pilot privind
implementarea sistemelor de măsurare inteligentă (SMI) a energiei electrice (propuse de
operatorii de distribuție : SC Enel Distribuție Banat SA, SC Enel Distribuție Muntenia SA, SC Enel
Distribuție Dobrogea SA, SC E.ON Distribuție România SA, SC CEZ Distribuție SA, SC FDEE
Electrica Distribuție Transilvania Sud SA), în valoare totală de 64.136 mii lei, ce vizează un număr
total de 97.787 clienți, costul unitar al investiției situându -se între 357 lei/client în cazul SC E.ON
Distribuție România SA și 993 lei/client în cazul SC FDEE Electrica Distribuție Transilvania Sud .
 În ceea ce privește ținta stabilită de ANRE , respectiv implementarea la cca. 80 % din
numărul de clienți finali a sistemelor de măsurare inteligentă a energiei electrice , s-a remarcat
faptul că această măsură nu a fost corelată cu Programele de investiții derulate de operatorii
principali de distribuție, astfel încât, să fie evitată s ituația în care, contoarele electrice sunt înlocuite
la un interval scurt de timp, generând astfel costuri suplimentare pentru consumatori .
Acest fapt se impunea în contextul în care , în perioada 2010 -2013, operatorii principali de
distribuție au efectuat , în baza programelor de investiții anuale, montarea unui număr total de
3.114.786 contoare electrice în valoare de 605.377 mii lei, ceea ce reprezintă 34,41% din numărul
total de 9.051.415 utilizatori racordați la rețelele electrice din patrimoniul celor o pt operatori
principali de distribuție. În acest context , există situații în care, în perioada 2010 -2013, în cazul a
44% – 47% din numărul de utilizatori racordați la rețelele electrice de distribuție le-au fost înlocuite
contoare le electrice (exemplu: SC CEZ Distribuție SA – 47,76%; SC Enel Distribuție Muntenia –
44,14%) .
Astfel, se impune efectuarea unei analize bine fundamentat ă asupra eficienței acestei
măsuri, respectiv pentru determinarea costurilor generate de implementarea acestor sisteme și a
beneficiilor ce rezultă în urma acestor investiții, atât pentru participanții la piață cât și pentru
consumatori.

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 52 din 129
1.2.4. Programele de re abilitare termică a clădirilor
În perioada 2010 -2014 , Ministerul Dezvoltării Regionale și Administrației Publice
(MDRAP) a derulat 4 Programe ce au avut ca obiectiv, reabilitarea termică a clădirilor, respectiv:
A) Programul “Termoficare 2006 -2015 căldură și confort”, aprobat prin Hotărârea
Guvernului nr. 462/2006 pentru aprobarea programului "Termoficare 2006 -2015 căldură ș i
confort" și înființarea Unității de management al proiectului .
 În perioada 2008 – 2014, au fos t alocate de la bugetul de stat fonduri în sumă de 366.277
mii lei pentru 44 unități administrativ – teritoriale, din care : s-au utilizat efectiv 304.015 mii lei, de
către 43 unități administrativ – teritoriale, gradul de utili zare a fondurilor fiind de 83%, iar cel
mai scăzut grad de utilizare a sumelor alocate de la Bugetul de stat (cca. 66% ), înregistrându -se în
anul 2014 .
B) Programul de reabi litare a bloc urilor de locuințe (aprobat prin Ordonanța de Urgență a
Guvernului nr. 18/2009 ), a avut ca obiect iv, reduce rea consumuril or energetice pentru încălzirea
apartamentelor, diminuare a emisiilor de gaze cu efect de seră și ameliorarea aspectului urbanistic al
localităților.
 În perioada 2010 – 2014, au fost alocate de la buge tele locale , fonduri în sumă de
350.820 mii lei pentru reabilitarea unui număr de 2.099 blocuri (92.433 apartamente) , gradul de
utilizare a fondurilor fiind de 92,8%, iar cel mai scăzut grad de utilizare în ceea ce privește
fondurile decontate de la bugetele locale (cca. 58% ) înregistrându -se în anul 2014 .
C) Programul de reabilitare termică a clădirilor de locuit (aprobat prin Ordonanța de
Urgență a Guvernului nr. 69/2010 ) a avut obiect ivul de a facilita accesul asociațiilor de
proprietari și a propriet arilor locuințelor unifamiliale la contractarea de credite bancare
acordate de instituții de credit, cu garanție guvernamentală și cu dobândă subvenționată ,
pentru executarea lucrărilor de intervenție privind reabilitarea termică a clădirilor de locuit.
 În perioada 2010 – 2014, au fost alocate de la bugetele de stat , fonduri în sumă de 822 mii
lei, iar valoare a dobânzii subvenționate pentru acest program a fost de 316 mii lei .
D) Schema d e finanțare “Sprijinirea investițiilor în eficiența energetică a blocurilor de
locuințe (DMI 1.2 – POR 2007 – 2013) ”(aprobată prin Ordinele miniștrilor MDRT, MAE și MFP
nr.2368/2012 și nr.1058/2012 ) a avut ca obiectiv , crearea/menținerea de locuri de munc ă și
promovarea coeziunii sociale, prin sprijinirea îmbunătățirii eficienței energetice a blocurilor de
locuințe din România, în conformitate cu obi ectivele Strategiei Europa 2020 .
 În cadrul schemei de finanțare , în baza celor 180 cereri de finanțare dep use (pentru
1.226 blocuri și peste 52.000 apartamente ), în valoare de aproximativ 164,6 milioane Euro , au fost
semnate 136 contracte în valoare de aproximativ 127 milioane Euro , pentru care până la data de
31.12.2014, au fost efectuate plăți în sumă de aproximativ 2,5 milioane Euro , reprezentând cca. 2%
din suma solicitată.

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 53 din 129
2. Strategia energetică a României
Printr -o Strategie energetică națională bine fundamentată și cu obiective bine conturate s e
poate asigura , pe de o parte, creșterea siguranței î n alimentarea cu energie și limitarea importului de
resurse energetice, iar pe de altă parte dezvoltarea durabilă a sectorului energetic .
 În ultimii ani, în România au existat numeroase încercări de elaborare a unor strategii
energetice pe termen lung, î nsă inconsecvența cadrului politic și lipsa finanțării au condus , nu de
puține ori, la nepunerea în practică (parțial sau total) a unor componente ale acestor strategii în
contextul socio -economic și politic creat.
O condiție primordială și totodată esenți ală pentru succesul unei strategii energetice constă în
elaborarea acesteia astfel încât, să își mențină valabilitatea și actualitatea într -o măsură cât mai mare,
indiferent de schimbările ce pot interveni după elaborarea acesteia sau de regulile instituit e ulterior.
În acest context, se impune necesitatea unor inițiative legislative și de reglementare a
domeniul energetic clare și stabile pentru crearea unui cadru legal predictibil în vederea
atrage rii de investiții în acest domeniu , în condițiile în care , statul nu mai reprezintă principalul
investitor în acest sector.
În perioada auditată, e laborarea Strategiei energetice a României a fost prevăzută în Legea
energiei (art. 4 din Legea nr. 13/2007 ; art. 4 din Legea nr. 123/2012 ).
Guvernul României, prin Hotă rârea Guvernului nr. 1069/ 2007 , a aprobat Strategia
energetică a României pentru perioada 2007 -2020, având ca obiectiv general: satisfacerea
necesarului de energie atât în prezent, cât și pe termen mediu și lung, la un preț cât mai scăzut ,
adecvat une i economii moderne de piață și unui standard de viață civilizat, în condiții de calitate,
siguranță în alimentare , cu respectarea principiilor dezvoltării durabile.
În vederea îndeplinirii obiectivelor strategice , în subsectorul energiei electrice, prin
Strategia energetică a României pentru perioada 2007 -2020 , au fost stabilite măsuri constând în
principal în realizarea de investiții în perioada 2007 -2020 în sumă estimată de 18,1 miliarde euro
(în domeniul hidroenergetic – 4,7 mld. euro; în domeniul termo energetic – 5,8 mld. euro ; în
domeniul nuclear – 2,2 mld. euro ; în domeniul distribuției de energie electrică – 3,4 mld. euro ;
în domeniul transportului de energie electrică – 2 mld. Euro).

2.1. Elaborarea Politicii energetice a României
Strategia energ etică a României, în conformitate cu prevederile Hotărârii Guvernului
nr.1069/2007 (pct. 5.4.5. din Anexă ), constituie baza elaborării Politicii energetice a României pe
termen mediu și scurt.
Această politică, conform art. 4 -5 din Legea nr. 123/ 2012 , urmăr ește direcțiile stab ilite prin
Strategia energetică, se elaborează de către ministerul de resort , pe baza Programului de
guvernare și se concretizează într -un program aprobat prin hotărâre a Guvernului ce cuprinde:
măsuri de stimulare a activităților de in vestiții, cercetare -dezvoltare, dezvoltare durabilă, valorificare
eficientă a resurselor energetice, a eficienței energetice și a altor activități în vederea asigurării
siguranței și securității în funcționare a SEN .
 În acest context, s-a constatat faptu l că, Ministerul cu atribuții în domeniul energiei nu
a elaborat un program care să cuprindă direcțiile prevăzute în Strategia energetică a României , pe
domeni i de activitate , și termene le de implementare a proiectelor prior itare de investiții.
În ceea c e privește urmărirea realizării obiectivelor stabilite prin Strategia energetică a
României, atribuții în acest sens a avut inițial , Ministerul Economiei și Finanțelor, potrivit
prevederilor pct. 5.4.5. din Anexa la Hotă rârea Guvernului nr. 1069/ 2007 .

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 54 din 129 Ca urmare a reorganizării, instituțiile din cadrul administrației publice centrale care au avut
atribuții în aplicarea strategiei în domeniul energetic, și care implicit trebuiau să urmărească
îndeplinirea obiectivelor stabilite, au fost : Ministerul Economiei și Finanțelor ( în perioada mai
2007 – ianuarie 2009, în baza Hotărârii Guvernului nr. 386/2007 ); Ministerul Economiei (în
perioad a ianuarie 2009 – ianuarie 2010 , în baza Hotărârii Guvernului nr. 1720/2008 ); Ministerul
Economiei, Comerțului și Mediului de Afaceri (în perioada ianuarie 20010 – februarie 2013, în
baza Hotărârii Guvernului nr. 1634/2009 ); Ministerul Economiei (în perioa da februarie 2013 – iulie
2013, în baza Hotărârii Guvernului nr. 47/2013 ); Departamentul pentru Energie (în perioada iulie
2013 – decembrie 2014, în baza Ho tărârii Guvernului nr. 429/2013).
 În acest context, instituțiile din cadrul administrației publice centrale care au avut atribuții
în aplicarea strategiei în domeniul energetic nu au colectat și publicat informații și date
referitoare la îndeplinirea obiectivelor stabilite prin Strategia energetică a României ,
nerealizându -se astfel o monitorizare eficientă a stadiului în care a fost efectuată
implementarea acestor obiective .
Conducerea sistemului energetic presupune: planifi carea, organizarea, coordonarea și
controlul funcționării eficiente a acestuia în vederea atingerii obiectivului de gestionare eficientă și
exploatare rațională în condiții de securitate a resurselor energetice . Toate aceste atribute nu pot fi
îndeplinite dacă politicile, strategiile, programele și măsurile propuse nu sunt însușite la nivelul
decidenților politici și dacă nu au susținerea mediului economic și social.

2.2. Evaluarea modului de realizare a obiectivelor investiționale stabilite pr in
Strategia energetică a României
 Deși au trecut peste 7 ani de la data aprobării Strategiei energetice a României prin
Hotărârea Guvernului nr. 1069/ 2007 , act normativ prin care s-a prevă zut realizarea de investiții în
sectorul energiei electrice în cu antum de 18,1 miliarde euro , până la sfârșitul anului 2014 ,
majoritatea proiectelor nu au fost realizate și puse în funcțiune , unele dintre acestea nefiind
demarate sau fiind în stadiul de proiect, situație constatată în următoarele domenii:
ș În domeniul hidroenergetic , față de valoarea proiectelor de investiții în valoare de 4,7
miliarde euro , prevă zute a se realiza conform Strategiei, au fost realizate investiții de 2,15
miliarde euro (45,87% ), lucrările de investiții realizate limitându -se doar la lucr ări de modernizare
și de retehnologizare a instalațiilor existente, fără a fi urgentate proiectele ample de investiții de
interes național (CHEAP Tarnița – Lăpustești).
 Deși obiectivul strategic privind realizarea centralei hidroelectrice de acumulare pr in
pompaj Tarnița – Lăpustești a fost prevăzut ca proiect prioritar atât în Programul de guvernare
2009 -2012 , cât și ulterior prin Programul de guvernare 2013 -2016 , iar primele studii de
amplasament au fost realizate în perioada 1975 -1985 , primul studiu de fezabilitate fiind efectuat în În condițiile în care domeniul energetic nu a fost reprezentat la nivel politic înalt , fiind
plasat alături de alte sectoare în competența unor ministere care adesea au fost reorganizate e xtrem
de frecvent, de-a lungul ultimilor 25 de ani nu a existat o coerență și consecvență în politicile
din domeniul energetic, marile proiecte de investiții fiind începute încă din perioada
anterioară anilor 1990 , neevoluând în mod pozitiv până în prezent .
Diversele formule de organizare au eșuat în organigrame nefuncționale care nu au
integrat într -o structură de autoritate bine definită atributele de planificare strategică, de
reglementare, de management energetic și de control.

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 55 din 129 anul 1994 , datorită tergiversării în aplicarea unor măsuri ferme menite să contribuie la
demararea lucrărilor de realizare a acestui obiectiv, proiectul investițional se afl ă la mai bine de 35
de ani în faza de selecție a in vestitorului.
ș În domeniul termoenergetic , față de valoarea proiectelor de investiții de 5,8 miliarde
euro , prevă zute a se realiza conform Strategiei, au fost realizate investiții la nivelul principalilor
producători de energie electrică cu capital majori tar de stat (SC Complexul Energetic Hunedoara SA,
SC Complexul Energetic Oltenia SA, SC Electrocentrale București SA, SC Electrocentrale Galați
SA, SC Electrocentrale Oradea SA, Termoelectrica, CET Govora, RAAN și Romgaz) în valoare
estimată de 1,7 miliard e euro (29,3% ), fiind realizate atât lucrări de investiții n oi câ t și lucrări de
modernizare și de retehnologi zare a instalațiilor existente.
ș În domeniul nuclear , deși a fost prevăzută începerea exploatării comerciale în anul 2015 la
Unitățile 3 și 4 de la Cernavodă, cu o putere instalată de 1440 MW, proiectul se afla în stadiul de
negociere a Memorandumului de Înțelegere cu investitorul privat China General Nuclear Power
Corporation (CGN ), valoarea investițiilor realizate fiind de 654.333 mii lei și au constat , în
principal, în lucrări civile la clădirea reactorului, clădirea turbinei și clădirea de servici i (rata de
finalizare fiind de 15% la Unitatea 3 și 14% la Unitatea 4).
Deși acest obiectiv strategic a fost prevăzut ca proiect prioritar atât în Pr ogramul de
guvernare 2009 -2012, cât și ulterior prin Programul de guvernare 2013 -2016 , prin măsurile
adoptate, factorii decidenți și politici nu au reușit continuarea proiectului (fiind trecut în conservare
în urmă cu 23 de ani), deși începerea exploatări i comerciale pentru acest obiectiv a fost
prevăzută pentru anul 2015.
ș În domeniul transportului de energie electrică :
 Până la data finalizării misiunii de audi t:
– nu a fost retehnologizată nici o linie electrică ;
– linia electrică aeriană “LEA 400 kV Oradea sud – Nădab – Bekescsaba” a fost trecut ă în
conservare, datorită imposibilității exproprierii terenurilor necesare pent ru construcția a 5 stâlpi LEA .
– au fost retehnologizate 5 stații , valoare a lucrărilor fiind de 406.390 mii lei, fiind în curs de
retehnologizare alte 3 stații .
– se aflau în curs de modernizare 7 stații electrice de transformare .
– proiectul stației electrice back to back la Isaccea (stație care se va realiza pe teritoriul
Republicii Moldova) era în analiză pentru identificarea potențialilor participanți la compania de
proiect .

 În concluzie , proiect ele de investiții prioritare prevăzute în Strategia energetică a
României nu au fost realizate , sectorul energiei electrice confruntându -se pe de o parte cu o
nevoie stringentă de finanțare în vederea realizării proiectelor de investiții, iar pe de altă pa rte,
caracterizându -se printr -o inerție mare , cu o diferență de timp între decizie și realizare în
practică, de ordinul zecilor de ani . Astfel, Strategia energetică a României , aprobată prin
Hotărârea Guvernului nr. 1069/2007 , nu a produs efectele scontate și este departe de
necesitățile sectorului energetic .
În acest context, se remarcă nevoia stringentă ca Strategia energetică să fie însoțită de un
program clar de măsuri și de acțiune, cu proiecte bine definite și cu stabilirea unor modalități de
sprijin pentru realizarea acestora, cu termene și responsabilități clare pentru factorii
responsabili.

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 56 din 129 2.3. Aspecte privind investițiile în curs de execuție și nefinalizate la 31.12.2014
 Din analiza efectuată asupra investițiilor în curs de execuție la un număr de 22 de
operatori economici, participanți la piața de energie electrică (producători, distribuitori, operator
de transport, furnizori) s-a remarcat un niv el ridicat al obiective lor nefinalizate la 31.12.2014,
respectiv investiții în valoare de 8.158.419 mii lei aferent e unui număr de 2.577 obiective de
investiții .
Valorile cele mai ridicate ale obiectivelor de investiții în curs de execuție sunt înregistrate de
Hidroelectrica SA – 4.838.441 mii lei (1.079.503 mii euro – 59,3%), urmată de SC Complexul
Energetic Oltenia SA – 996.429 mii lei (222.313 mii euro – 12,21%) și de SN Nuclearelectrica SA –
855.515 mii lei (190.874 mii euro – 10,48%).
 În ceea ce privește sursa de finanțare care a stat la baza realizării acestor obiective de
investiții până la 31.12.2014, s -a remarcat faptul că sursa principală de fina nțare o reprezintă
sursele proprii ale operatorilor economici , în cuantum de 6.347.024 mii lei (1.416.082 mii euro –
78%), urmate de creditele interne și externe obținute de operatori, în cuantum de 942.329 mii lei
(210.242 mii euro – 11,55%) și de alocații de la bugetul de stat , în cu antum de 620.926 mii lei
(138.534 mii euro – 7,6%).
 Raportat la perioada în care au fost realiza te obiectivele de investiții , s-a remarcat
faptul că ponderea cea mai mare este deținută de investițiile demarate anterior anului 2010 (43%),
urmate de cele demarate în p erioada 2013 -2014 ( 32% ), astfel:

Referitor la proiectel e de investiții demarate anterior anului 2010 , se remarcă:
– existența unor lucrări de investiții ce au fo st trecute în conservare (ex: Unitățile 3 și 4 de
la SN Nuclearelectrica SA – Sucursala Cernavodă) sau sistate (ex: Unitatea 5 de la SN
Nuclearelectrica SA – Sucursala Cernavodă, CHE Lotrioara),
– existența unor lucrări de investiții demarate în urmă cu 1 0-15 ani , care la această dată
sunt realizate în proporție scăzută de doar 10% – 15% (ex: Centrala Termoelectrică Deva –
obiectiv: Reabilitare grup nr. 4; Hidroelectrica SA – Acumularea hidro -energetică a râului Olt –
sector Făgăraș -Hoghiz, lucrarea fiind întreruptă temporar în condițiile în care anterior au fost alocat e
fonduri în cuantum de 174.339 mii lei).
– existența unor lucrări de investiții demarate în urmă cu aproximativ 10 ani care până la
sfârșitul anului 2014 au fost propuse pentru casare (ex: SC Electrocenrale Oradea SA – Cazan nr. 6
– pentru acest obiectiv au fost efectuate cheltuieli în cuantum de 768 mii lei din surse de la bugetul de
stat, gradul de realizare al obiectivului de investiții fiind de doar 10%).
Cauzele care au condus la nefina lizarea lucrărilor de investiții pot fi considerate pe de o part e
lipsa acută de finanțare a proiectelor de investiții, iar pe de altă parte lipsa unui management
eficient la nivelul operatorilor economici prin care să se asigure prioritizarea proiectelor de
investiții în vederea realizării acestora într -un termen cât mai scurt.

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 57 din 129 3. Producția și consumul de energie electrică în România

3.1. Producția de energie electrică

România beneficiază de o paletă diversificată de resurse de producere a energiei el ectrice
(surse hidro, nuclear, gaze naturale, cărbune, surse regenerabile – eolian, solar, biomasă) fapt ce
conduce la realizarea unui mix diversificat de resurse cu impact în creșterea gradului de siguranță în
asigurarea necesarului de surse de energie. C ele mai importante resurse utilizate la producerea de
energie electrică sunt cele hidro și cele solide (cărbune și uraniu).

Pentru perioada 2009 -2014 , cantitatea de energie electrică produsă la nivel național, pe
tipuri de resurse, este prezentată în tabe lul următor:
Tip resursă energie/an – GWh 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Energie electrică produsă , din care: 58.016 60.979 62.216 59.047 58.888 65.675
● energie hidroelectrică 15.807 20.243 14.946 12.337 15.307 19.279
● energie eoliană 9 306 1.387 2.640 4.520 6.201
● energie solară fotovoltaică 0 0 0 8 420 1.616
● energie termoelectrică, din care: 42.200 40.430 45.883 44.062 38.641 38.579
ș cărbune 21.727 20.675 24.751 22.926 16.897 17.749
ș hidrocarburi, din care 8.509 7.753 8.864 9.125 9.343 8.082
– hidrocarburi lichide 877 500 498 427 90 72
– hidrocarburi gazoase 7.632 7.253 8.366 8.698 9.253 8.010
ș resurse energetice refolosibile și alți combustibili 212 378 519 544 782 1.072
Importul 651 767 1.036 1.402 450 1.075
Exportul 2.946 3.041 2.938 1.149 2.466 8.189
Sursa INS: Balanța Energetică și structura utilajului energetic, perio ada 201 0-2014
 În perioada 2009 -2014 , producția de energie electrică realizată la nivel național a avut o
evoluție oscilantă, înregistrând în valoare absolută o creș tere de la 58.016 GWh la 62.216 GWh ,
respectiv cu 7% în perioada 2009 -2011 , apoi o scădere cu 6% în perioada 2011 -2013 până la 58.888
GWh , urmată ulterior de o creștere cu 6.787 GWh , respectiv cu 11,5% în anul 2014 .
În funcție de tipul de r esursă de energi e electrică , cea mai mare creștere a înregistrat -o
producția de energie eoliană , de la 9 GWh în anul 2009, la 6.201 GWh în anul 2014, respectiv de
689 ori, urmată de producția de energie solară produsă în instalații fotovoltaice în anul 2014 de
1.616 GWh , în creștere cu 1.196 GWh față de anul 2013, înregistrând o creștere de cca. 4 ori.
Cantitatea de energie electrică produsă în România în anul 2014 de către producătorii cu
unități dispecerizabile a fost de 62,04 TWh , iar cantitatea totală de energie livrat ă în rețele de
către aceștia a fost de 57,85 TWh .
Din analiza structurii și a evoluției producției de energie electrică realizată la nivel național se
remarcă următoarele:
– în anul 2010 producția de energie electrică a crescut cu cca. 4,3% față de anul 2009 , iar
energia electrică livrată în rețele de principalii producători (deținători de unități dispecerizabile) a
crescut cu cca. 4,8% , ajungând la cca 54,94 TWh.
– în anul 2011 , producția de energie electrică a crescut cu cca. 2,1% față de anul 2010 , iar
energia electrică livrată în rețele de principalii producători (deținători de unități dispecerizabile ) a
crescut cu cca. 1,3% , ajungând la cca 55,64 TWh .
– în anul 2012 , cantitatea totală de energie electrică livrată în rețele de producători a fost de
53,793 TWh , din care cea livrată în rețele de producătorii deținători de unități dispecerizabile a fost
de 52,107 TWh .

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 58 din 129 – în anul 2013 , cantitatea totală de energie electrică livrată în rețele de producători a fost de
54,44 TWh , din care cea livrată în rețele de producătorii deținători de unități dispecerizabile a fost de
51,70 TWh.
– în anul 2014 , producția de energie electrică a crescut cu cca. 11,22% față de anul 2013, iar
energia electrică livrată în rețele de principalii producători (deținători de unități dispecerizabile) a
crescut cu cca. 11,89% , ajungând la cca 57,85 TWh .
Față de anul 2013, în 2014 s-au înregistrat scăderi ale cantită ților de energie livrate pe
bază de combustibil lichid (cu 6,5% ) și gazos, iar cantitatea de energi e pe bază de combustibil
nuclear și solid a rămas aproximativ constantă. Resursa care a asigurat creșterea cantității de
energie livrate a fost cea hidro (a cărei contribuție a crescut cu 23,59% față de anul precedent),
situația datorându -se unui an hidrologic favorabi l, precum și cea din surse regenerabile, în special cea
eoliană (creștere cu 44,29% ) și cea solară.
Struc tura cantită ții de energie electric ă livrate în anul 2014 , de producătorii cu unități
dispecerizabile, pe tipu ri de resurse, este prezentată î n grafic ul următor:

 În ceea ce privește tipul de resurse utilizate pentru producerea energiei , ponderea
predominantă o reprezintă energia produsă din surse convenționale , în proporție de 58,3 %,
urmată de energia produsă din surse n econvenționale , în proporție de 41,7%. Comparativ cu anul
2013, în anul 2014 energia produsă din surse neconvenționale a înregistrat o creștere de la 37,57% la
41,71 %, respectiv cu 4,2 %, aspect ce a fost influențat în mare parte de creșterea cantită ții de energie
livrate din surse hidro și surse regenerabile.

3.2. Consumul de energie electrică
Consumul de energie electrică este influențat de gradul de dezv oltare economică a țării,
nivelul de trai al populației, gradul de electrificare al economiei, și nu în ultimul rând de eficiența
tehnologiilor utilizate.
Consumul de energie electrică este influențat atât de factori temporali (ore de zi, vârfuri de
zi și ore de noapte), și de factori sezonieri (în funcție de anotimpuri), cât și de factori de eficienț ă
energetică (politici de eficientizare a consumului – iluminat cu tehnologii LED, utilizarea de
consumatori cu un consum redus de energie).

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 59 din 129
Evoluția consumului de energie electrică înregistrat la nivel național, în perioada 2009 –
2014 , în funcție de cate goriile de activități în care este utilizată energia , se prezintă astfel:
Categorie activitate/an 2009 2010 2011 2012 2013 2014
– GWh – – GWh – – GWh – – GWh – – GWh – – GWh –
Consum de energie electrică,
total – din care: 47.922 51.458 52.976 52.211 49.706 49.246
Agricultură 493 671 761 821 822
Industrie și construcții 28.498 30.521 31.345 30.232 27.901 28.612
Transporturi 1.383 1.355 1.424 1.228 1126
Iluminat public 734 691 640 669 584 394
Populație 11.021 11.329 11.577 12.035 11.896 8.913
Alte activități 5.793 6.891 7.229 7.226 7.377 11.327
Sursa INS: Balanța Energetică și structura utilajului energetic, p erioada 2010 -2013; Comunicat 37/11.02.2015 pentru resursele de energie
din anul 2014 – date preliminare
 În perioada 2009 -2014 , consumul de energie electrică la nivel național a crescut cu
2,7% , în valoare absolută de la 47.922GWh în anul 2009, la 49.246 GWh în anul 2014 ,
înregistrând o evoluție oscilantă, respectiv o creștere cu 10,5 % în perio ada 2009 -2011 , urmată de o
scădere cu 7,5% în pe rioada 2011 -2014 , datorată în principal subdimensionă rii sectorului industrial
în România după anul 1990, iar pe de altă parte, impactului crizei economice.
Diferențele rezultate între cantitatea de energie p rodusă și cea consumată efectiv reprezintă
consu mul în sectorul energetic, inclusiv pierderile în registrate.
Reprezentarea grafică a evoluției structurii consumului brut de energie electrică în perioada
2009 -2013, pe tipuri de activități , este prezentată în diagrama următoare:
2009 2010 2011 2012 201359% 59% 59% 58% 56%23% 22% 22% 23% 24%12% 13% 14% 14% 15%3% 3% 3% 2% 2%1% 1% 1% 2% 2%2% 1% 1% 1% 1%E voluția structurii consumului brut de energie electrică în perioada 2009 -2013
Industrie Populatie Alte activități Transporturi Agricultura Iluminat public

Pe activități consumatoare de energie electrică , cea mai importantă pondere o deține
industria (incluzând sectorul construcțiilor și sectorul energetic), respectiv de 56,1% , urmată de
consumul populației cu 23,9% . Reducerile cele mai importante în a nul 2013 au fost consemnate la
nivelul iluminatului public și sectorului transporturi, respectiv de 12,7% și 8,3% comparativ cu anul
2012 .
 Se const ată existența unei supracapacită ți de producție , existând un dezechilibr u între
puterea instalată ( peste 23.800 MW) și vârful de consum ( peste 8.000 MW), fapt ce a condus la
înregistrar ea unei creșteri a producției de energie electrică în anul 2014 , cu 7,4% față de anul 2013,

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 60 din 129 iar în condițiile scăd erii consumului total de energie , acest fapt a generat o crește re a exportului de
energie electrică până la nivelul record de 8,2 TWh.
 În ceea ce privește sursele de energie utilizate la producerea de energie electrică , se
constată creșterea semnificativă a ponderii surselor regenerabile de energie care se caracte rizează
prin volatilitate, re spectiv prin faptul că nu pot genera ene rgie electrică în mod constant, cu
impact major asupra funcționării SEN. Astfel, având în vedere caracterul volatil al surselor
regenerabile și caracterul rigid al surselor nucleare, prod ucția de energie electrică pe bază de cărbune
preia sarcinile de funcționare a SEN, în condiții mai puțin economice, cu creșteri mai mari a gradului
de poluare și cu o uzură mai mare a instalațiilor de producție.

4. Situația și evoluția capacităților de producție, de transport și distribuție a
energiei electrice

4.1. Capac itățile de produc ere a energiei electrice
În conformitate cu prevederile art. 15 din Legea energiei electrice nr. 13/ 2007 și ulterior ale
art. 10 din Legea energiei electrice și a ga zelor naturale nr. 123/ 2012 , exploatarea comercială a
capacităților de producere a energiei electrice se efectuează pe bază de Licență emisă de ANRE.
 În perioada 2010 -2014, numărul de licențe de producere a energiei electrice a crescut de
peste 5,39 ori , de la 129 licențe în anul 2010 , la 696 licențe în anul 2014, această creștere fiind
influențată în principal de creșterea numărului de producători de energie electrică din surse
regenerabile (spre ex. în cazul energiei din sursă solară (radiații solare), de la 3 licențe în anul 2010 ,
la 427 licențe în anul 2014 , iar în cazul energiei eoliene, de la 29 licențe în anul 2010, la 83 licențe
în anul 2014 ).
 În ceea ce privește evoluția puterii instalate a capacităților de producere, în perioada
2010 -2014, ace asta a crescut cu 20%, de la 19.878 MW în anul 2010, la 23.854 MW în anul 2014 ,
această creștere fiind influențată , în principal, de înființarea și punerea în funcțiune a capacități lor
de producție din surse regenerabile.
Pe tipuri de surse de energie prim ară, s-a remarc at faptul că ponderea cea mai mare în
anul 2010 era deținută de capacitățile de producție a energiei electrice pe cărbune (33,85%),
urmată de cele de producere a energiei din surse hidro (32,38%), iar în anul 2014 situația s -a
inversat, resp ectiv sursele de producere a energie i hidro ocupă pri mul loc cu 27,90%, urma te de
sursele de producere pe că rbune , cu 26,66%.
În SEN, structura capacităților de producere a energiei electrice din România este
diversificată , fiind în funcțiune grupuri gene ratoare hidroelectrice, termoelectrice clasice (cu și fără
producere combinată de energie electrică și termică) pe cărbune și/sau gaze naturale, nuclearelectrice,
eoliene, fotovoltaice și termoelectrice pe biomasă.

 În fapt , deși România dispune de capacități de producere a energiei electrice cu o
structură diversificată, se confruntă cu o serie de inconveniente privind capacitățile de
producere a energiei electrice convenționale, deoarece cele mai multe dintre acestea și-au
depășit durata tehnică de viață , fiind neeconomice și poluante . Aproximativ 30% din
capacitățile de producție au depășit durata de funcționare de 40 de ani , iar 25% din acestea au
deja o durată de funcționare de 30 de ani , în majoritatea cazurilor, centralele termoenergetice au
fost puse în funcțiune anterior anului 1989.

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 61 din 129 Trebuie menționat faptul că to ate aceste capacități realizate înainte de anul 1989 au avut ca
sursă principa lă de finanțare a investițiilor , fonduri de la bugetul de stat , care ulterior au fost
diminuate .

 În afară de sursele convenționale de energie, energia regenerab ilă reprezintă o soluție
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 eoli an se implementează într -un timp mult mai scurt decât în cazul
centralelor termoelectrice, hidroelectrice sau nuclearoelectrice.
Important este ca alături de capacitățile hidroelectrice și termoelectrice să apară și alte
categorii de grupuri care să poată asigura o rezervă solidă în SEN. În acest sens , dezvoltatorii de
parcuri e oliene ar trebui să fie interesați să investească în propriile unități de rezervă, sau să
aibă responsabilitatea asigurării unor astfel de unități la intrarea în sistem.
În aces t sen s, CNTEE Transelectrica SA a evidențiat în Planul de dezvoltare a Rețelei
electrice de transport pentru perioada 2014 -2023, aprobat prin Decizia ANRE nr. 1529/ 2014, faptul
că în zona Dobrogea , este necesară urgentarea lucrărilor de întărire a rețelei, avâ nd în vedere
neîndeplinirea criteriilor de siguranță pe anumite linii electrice aeriene.

4.2. Rețeaua electrică de Transport (RET)

Rețeaua electrică de transport a energiei electrice cuprinde ansamblul de linii, stații
electrice și alte echipamente elec troenergetice conectate între ele, inclusiv elementele de susținere,
control și protecție a acestora (majoritatea acestor bunuri aflându -se în domeniul public al statului).
Conform Legii nr. 123/2012 , Rețeaua electrică de transport (RET) este rețeaua elect rică de
interes național și strategic cu tensiunea de linie nominală mai mare de 110 kV, aceasta realizând
interconectarea între producători, rețelele de distribuție, consumatorii mari și sistemele
electroenergetice învecinate.
CNTEE "Transelectrica" – SA (Operatorul de Transport și Sistem – OTS) , în baza
Contractului de concesiune nr. 1/29.06. 2004 încheiat cu Ministerul Economiei , administrează
rețeaua electrică de transport (RET) .
 Referitor la concesi onarea bunurilor din domeniul public al statului ce fac parte din
rețeaua națională de transport al energiei electrice, Curtea de Conturi a României , în urma
verificărilor efectuate în anul 2013 la CNTEE Transelectrica SA , În acest context, trebuie subliniate următoarele aspecte privind performanța
funcționării capacităților de producție:
– problemele nu survin de la capacitatea instalată și nici de la rezerva pentru acoperirea
vârfurilor de consum, ci de la rezerva necesară compensării impredictibilității producției de
energie din surse regenerabile ;
– sistemul energetic național este masiv, dar nu robust, în acest sens existând o capacitate
de producere importantă, dar nu există suficientă fiabilitate și flexibilitate.
În aceste condiții, România trebuie fie să pună în funcțiune capacități energetic e noi,
competitive și cu utilizare de tehnologii curate, fie să faciliteze realizarea de investiții în
retehnologizarea capacităților existente în contextul obiectivelor de decarbonizare la nivel
european, de reducere cu 40% a emisiilor de gaze cu efect de seră, până în anul 2030.

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 62 din 129 a constatat următoarele aspecte:
– conținutul -cadru al caietului de sarcini nu a fos t aprobat prin hotărâre a Guvernului,
în conformitate cu prevederile art. 23 din Legea 318/ 2003 a energiei electrice ;
– pentru atribuirea concesiunii S istemului Național de Transport nu s-a realizat o procedură de
licitație publică în conformitate cu preve derile art. 10 din Legea nr. 219/ 1998 privind regimul
concesiunilor , atribuirea concesiunii efectuându -se în mod direct către CNTEE Transelectrica
SA;
– Contractul de concesiune nr. 1/29.06. 2004, încheiat între Ministerul Economie i și CNTEE
Transelectrica SA, nu a intrat în vigoare ca urmare a nepublicării în Monitorul Oficial, în
conformitate cu prevederile art. 23 din Legea 318/ 2003 a energiei electrice și art. 25 din Legea nr.
13/2007 a energiei electrice;
La 15.12.2014 , CNTEE "Transelectrica" -SA avea î n administrare 8.761,82 k m linii electrice
aeriene (LEA) , 81 stații electrice și unități de transformare.
Liniile și stațiile electrice care alcătuiesc sistemul național de transport au fost construite în
urmă cu peste 40 de ani, în majoritatea cazurilor î n perioada anilor 1960 -1980, la nivelul tehnologic
al acelei perioade, fiind necesară realizarea de investiții în noi capacități și retehnologizarea
instalațiilor ce compun Rețeaua electrică de transport, având în vedere durata normală de viață a
acestor i nstalații.
 La 15.12.2014 , din evaluarea nivelului de retehnologizare a instalațiilor ce compun RET,
se remarcă gradul scăzut de retehnologizare a instalațiilor, respectiv pentru cei 8.761,82 km linii
electrice, în perioada 2010 -2014 nu au fost efectua te lucrări de retehnologizare , fiind realizați doar
2,42 km linii electrice noi, ceea ce reprezintă 0,03% din totalul liniilor, iar din numărul de 81 stații
electrice , au fost efectuate retehnologizări la un număr de 8 stații (9,87%), nefiind realizat e noi
stații electrice.
 Starea tehnică a Rețelei Electrice de Transport este reflectată și în numărul
incidentelor produse la instalațiile componente ale acesteia, constatându -se la liniile electrice o
creștere a incidentelor de la 59 incidente în anul 2005, la 72 incidente în anul 2012, iar la stațiile
electrice o scădere de la 683 incidente în anul 2005 , la 537 incidente în anul 20 12.
În concordanță cu prevederile art. 36 din Legea nr. 13/2007 , CNTEE Transelectrica SA a
elaborat Planul de perspectivă al RE T pentru perioada 2010 -2014 și orientativ 2019, prin care au
fost pre văzute investiții în valoare 1.167. 580 mii lei, pentru perioada 2010 -2013.
 În acest context, s-a constatat un nivel foarte scăzut în realizarea investițiilor
planificate de către CNTEE Transelectrica SA în perioada anii 2011 – 2012, fapt constatat în anul
2011, când au fost realizate și acceptate de ANRE investiții în valoare de 206.481 mii lei, în
condiți ile în care au fost planificate investiții în valoare de 394.098 mii , rezultând un grad de
realizare de 52%, precum și în anul 2012, când a u fost realizate și acceptate de ANRE investiții în
valoare de 87.650 mii lei, în condițiile în care au fost planificate investiții în valoare de 380.513 mii
lei, rezultând un grad de realizare de 23%.

Nerealizarea investițiilor la nivelul programat nu s-a datorat lipsei surselor de finanțare,
ANRE prin tariful aprobat pentru serviciul de transport în perioada 2010 -2013, a acceptat cheltuieli
cu amortizarea de 1.046.287 mii l ei, situație în care, d eși amortizarea capitalului fix este una dintre
sursele care asigură recuperarea acestuia și se utilizează de regulă pentru finanțarea investițiilor,
CNTEE Transelectrica SA a realizat în aceiași perioadă, investiții acceptate de ANR E, de nu mai
903.979 mii lei, reprezentând 86% din nivelul costurilor cu amortizarea mijloacelor fixe incluse în
tariful de transport.

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 63 din 129 4.3. Rețeaua electrică de Distribuție (RED)
Conform Legii nr. 123/2012 , rețeaua electrică de distribuție (RE D) este rețeaua electrică cu
tensiunea de linie nominală până la 110 kV inclusiv.
Utilizatorii rețelei de distribuție, majoritatea consumatori casnici , sunt racordați direct la
rețelele electrice aflate în patrimoniul celor opt operatori principali de distribuție (OD) titulari de
licență (SC Enel Distribuție Muntenia SA, SC Enel Distribuție Banat SA, SC Enel Distribuție
Dobrogea SA, S C CEZ Distribuție SA, SC E.ON Moldova Distribuție SA, FDEE Electrica
Distribuție Muntenia Nord SA, FDEE Electrica Distribuție Transilvania Nord SA și FDEE Electrica
Distribuție Transilvania Sud SA ), iar volumul de instalații gestionat de aceștia la 30.11.2 014
cuprinde: 320.346 km rețele electrice de distribuție (exclusiv branșamentele în joasă tensiune), 936
stații de transformare , 69.009 posturi de transformare și 828 puncte de alimentare.
Există o serie de consumatori care nu sunt racordați la nici unul d in cei opt operatori
principali de distribuție(OD) , fiind racordați la alți operatori mai mici (existând cca. 42 de OD
mici, titulari de licență) sau racordați direct la barele unor producători .
În anul 2013, numărul total de consumatori racordați la reț elele electrice din patrimoniul
celor opt operatori principali de distribuție, a fost de 9.051.415 (comparativ cu 8.968.523 în anul
2012 , 8.900.070 în anul 2011 , respectiv 8.850.070 în anul 2010 ).

Liniile electrice:
 În ceea ce privește nivelul de ret ehnologizare a instalațiilor ce compun rețeaua electrică
de distribuție, s e constată gradul scăzut de retehnologizare a liniilor electrice de distribuție
raportat la necesitățile existente , având în vedere faptul că, din totalul de 320.346 km linii
electri ce utilizate de operatorii principali de distribuție în anul 2014 , deși erau necesare lucrări de
retehnologizare la linii în lungime de 153.075 km (47,78 % din total linii electrice , exclusiv
branșamente ), s-au efectuat retehnologizări pe linii elec trice în lungime de numai 10.736 km,
reprezentând 3,3 % din lungimea totală a liniilor electrice și 7% din lungimea liniilor ce
necesitau lucrări de retehnologizare.
 Totodată, din Programul Național de Electrificare 2012 -2016 , document elaborat de
Ministerul Ec onomiei (neaprobat până la această dată) , se remarca nevoia de extindere a rețelelor de
distribuție, deoarece investițiile efectuate în realizarea de noi linii nu au acoperit necesarul pentru
electrificarea acestor gospodării, la nivel național exist ând un număr de 97.805 gospodării
neelectrificate, amplasate în 2.284 localități .

Stațiile și posturile de transformare , punctele de alimentare :
 Și în acest caz s e constată gradul scăzut de retehnologizare a instalațiilor ce compun
Rețeaua electrică de dis tribuție raportat la necesitățile existente, astfel :
 din totalul de 69.009 posturi de transformare utilizate de operatorii principali de
distribuție în anul 2014 , deși necesitau retehnologizări un număr de 32.131 posturi de
transformare (46,56%), s -au efec tuat retehnologizări la un număr de 8.168 posturi de
transformare ,
 numărul de posturi de transformare nou realizate în perioada 2010 -2014 de către
operatorii principali de distribuție a fost de 3.865 bucăți , ceea ce reprezenta 5,60% din totalul
postur ilor de transformare existente la sfârșitul perioadei auditate ,
 din totalul de 828 puncte de alimentare utilizate de operatorii principali de distribuție în
anul 2014 , deși necesitau retehnologizări un număr de 390 puncte de alimentare (47,1%), au
fost retehn ologizate 134 puncte de alimentare ,
 numărul de puncte de alimentare nou realizate în perioada 2010 -2014 de către operatorii
de distribuție concesionari a fost de 79 bucăți, cee a ce reprezintă 9,54% din totalul punctelor de
alimentare utilizate la sfârșitul perioadei auditate .

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 64 din 129

Diminuarea investițiilor realizate de operatorii de distribuție este generată , în principal, de
faptul că ANRE nu a stabilit și impus , prin programele de investiții pe care avea obligația de a le
aproba, realizarea unui volum minim de lucrări de investiții prin care să se asigure siguranța,
fiabilitatea și eficiența rețelei de distribuție.

4.4. Consumul propriu tehnologic în Rețelele electrice
Consumul propriu tehnologic (CPT) este reprezentat de diferența dintre cantit atea de
energie intrată într-un contur definit (zonă) de rețea și cantitatea de energie consumată (în mod legal)
în acel contur , la care se adaugă energia livrată în alte rețele de distribuție.
În exploatarea rețelelor electrice, pierderile de energie rep rezintă un indicator care reflectă
funcționare a rețelei, indicator determinant pentru eficiența economică a procesului de transport și
distribuție a energiei electrice.
Pierderile în rețelele electrice sunt cauzate , în mare măsură , pe de o parte , de pierde rile
tehnice, iar pe de altă parte și de pierderile comerciale , respectiv:
Pierderile tehnice – sunt reprezentate de pierderile din Liniile electrice aeriene (LEA),
Liniile electrice subterane (LES), transformatoarele de putere și uneori serviciile auxilia re necesare
bunei funcționări a rețe lei de distribuție. Mai exact, pierderile tehnice sunt generate de mentenanța
deficitară la echipamentele din stațiile de transformare, îmbătrânirea tran sformatoarelor de putere,
investiț ii inadecvate pentru îmbunătățire a infrastruc turii, supraîncă rcarea elementelor sistemului
electroenergetic (tra nsformatoare, fideri, linii ), etc.
Pierderile comerciale – sunt reprezentate de furturile de energie (circa 70% din total),
abaterea grupurilor de măsură, necitirea contoarelor , defectarea contoarelor, facturare ineficientă,
sub-facturare, erori de transmi tere a facturilor, erori de software de gestiune.
Reducerea pierderilor conduce la utilizarea eficientă a energiei, energie economisită ,
mai puțină energie generată. Toate ac estea converg către folosirea rațională a resurselor, adică spre o
politică de dezvoltare energetică durabilă .

4.4.1 Consumul propriu tehnologic în Rețelele ele ctrice de distribuție
 La nivelul operatorilor principali de distribuție, în perioada 2010 -2013, s-a constatat
înregistrarea unui nivel alarmant al pierderilor în rețelele electrice de distribuție, respectiv
cantitatea de energie electrică utilizată pentru acoperirea acestora a fost de 27.621.670 MWh (27,6
TWh) , reprezentând 12,63% din energia ele ctrică intrată în aceste rețele (218.637.609 MWh).
 Rețelele electrice de distribuție a energiei electrice se caracterizează printr -un grad
ridicat de îmbătrânire, dar și printr -un nivel ridicat al pierderilor înregistrate în rețea, fiind
astfel evidentă necesitatea realizării de investiții care să conducă atât la creșterea eficienței
sistemelor, cât și la reducerea pierderilor.
Nerealizarea investițiilor la nivelul pro gramat nu s-a datorat lipsei surselor de finanțare,
astfel în condițiile în care, au fost asigurate surse de finanțare a proiectelor de investiții prin
includerea în tarifele de distribuție a unor elemente de cost (ex: amortizarea activelor imobilizate și
o rată de rentabilitate a activelor cuprinsă între 8,5 % și 10% din valoarea activelor), valoarea
investițiilor realizate în rețeaua de distribuție s-a diminuat accentuat, astfel că, în anul 2013,
investițiile realizate de cei 8 operatori principali de di stribuție (acceptate de ANRE) au scăzut față
de anul 2011 de la 371.408 mii euro la 211.441 mii euro , respectiv cu 43 %.

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 65 din 129

Nivelul ridicat al pierderilor din rețelele de distribuție a generat costuri la nivelul
operatorilor principali de distribuție de 5.631.913 mii lei (1.301.68 0 mii euro) , respectiv: în anul
2010 de 1.388.243 mii lei (329.756 mii euro ), în anul 2011 de 1.459.258 mii lei (344.335 mii euro ),
în anul 2012 de 1.336.704 mii lei (299.9789 mii euro ) și în anul 2013 de 1.447.708 mii lei (327.609
mii euro ).
În ceea ce privește evoluția anuală a consumului propriu tehnologic înregistrat în rețelele
electrice de distribuție, în perioada 2010 -2012 a înregistrat o diminuare a acestui indicator cu 7,6% ,
urmată de o creștere cu 1,88% în anul 2013 față de anul 2012 , astfel:
Indicator UM 2010 2011 2012 2013
Canti tatea energie electrică intrată
în rețele MWh 54.323.725 54.881.382 55.356.553 54.075.951
Consum propriu tehnologic MWh 7.132.474,00 7.012.887,00 6.756.192,00 6.720.115,00
Ponderea CPT din energie
electrică intrată în rețele % 13,13% 12,78% 12,20% 12,43%
În fapt, pierderile semnificative au fost înregistrate în rețelele de distribuție de joasă
tensiune, unde au fost constatate pierderi care în unele cazuri au ajuns la 26-27% din
cantitatea de energie electrică intrată în rețelele operatorilor principali de distribuție.
Nivelul ridicat al pierderilor înregistrate în rețelele electrice de distribuție de joasă
tensiune a condus implicit la majorarea costurilor , acestea fiind suportate de consumatori, în unele
cazuri , costurile cu achiziția energiei pentru acoperirea CPT reprezentând peste 30% din
totalul elementelor de cost acceptate în tarif de ANRE . Acest aspect a fost înregistrat în anul
2011 în cazul unui operator , pentru care ANRE a acceptat în tariful aferent serviciului de distribuție ,
costuri cu a chiziția de energie pentru acoperirea CPT de 228.631 mii lei(31,81 %), ceea ce
raportat la cantitatea distribuită reprezintă un cost de 31,17 lei/MWh) , astfel :

Nivelul pierderilor înregistrate în rețelele electrice de distribuție în perioada 2010 -2013 ,
de 27,6 TWh, la nivel comparativ, reprezi ntă:
– 46,1% din energia livrată de Hidroelectrica SA (59,79 TWh ), în aceeași perioadă, sau
– 64,7% din energia livrată de SN Nuclearelectrica SA (42,67 TWh ), în aceeași perioadă,
sau
– 49,1% din energia livrată de Complexul Energetic Oltenia SA (56,21TWh ), în aceeași
perioadă.

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 66 din 129 În concluzie, în perioada 2010 -2013, î n rețelele electrice de distribuție au fost
înregistrate pierderi în valoare estimată de 1.301.680 mii euro, cauzate în principal, de
starea tehnică precară a acestor rețele, în condițiile în care, investițiile realizate în
înlocuirea echipamentelor pentr u reducerea CPT de către operatorii de distribuție au fost
în valoare de 166.891 mii euro, reprezentând 13,76% din totalul investițiilor realizate de
acești operatori și acceptate de ANRE în tarif (1.212.622 mii euro).
Pierderile înregistrate, în valoare d e 5.631.913 mii lei (1.301.680 mii euro ), au fost
acoperite în proporție de 82% prin tariful de distribuție (componentă a tarifului de energie
electrică achitat de consumatori), respectiv, ANRE a acceptat în tariful aferent serviciului de
distribuție (tar if ce se regăsește în prețul energiei electrice achitat de consumatorii finali),
pierderi în valoare de 4.619.469 mii lei (1.069.180 mii euro ).
Auditul consideră destul de grav faptul că, dacă în perioada 2012 -2013, prin
Metodologia de stabilire a tarifelor pentru serviciul de distribuție, aprobată prin Ordinul
președintelui ANRE nr. 39/2007 (art. 47), ANRE a acceptat la s tabilirea tarifelor de distribuție
un CPT reglementat (tehnic și comercial) mediu pe operator de 9,5 % , iar începând cu anul
2014 , nivelul CPT mediu acceptat la determinarea tarifelor a fost majorat, ajungând în cazul unor
operatori la 12,56% – 14,03% . Acceptarea nivelului CPT mediu pe operator de la 9,5% la
12,56% -14,03%, a condus implicit la creșterea acestui element de cost, acceptat în tariful de
distribuție, cu 32,2% – 47,68%, în anul 2014 față de anul 2013.

În anul 2013, ponderea costurilor cu achiziția de energie pentru acoperirea CPT la
nivelul celor 8 operatori principali de distribuție a înregistrat valori cuprinse între 20,79% și
25,03% din totalul costurilor acceptate în tariful a ferent serviciului de distribuție.
Astfel, actualele condiții tehnico -economice pun în evidență sporirea atenției pentru
creșterea condițiilor de eficiență a Rețelei Electrice de Distribuție (RED) , în vederea asigurării
unui CPT minim, indicator de performanță ce conduce la creșterea rentabilității RED .
 În ceea ce privește eficiența inve stițiilor efectuate de operatorii principali de
distribuție , raportat la nivelul pierderilor înregistrate în rețele, s-a constatat ineficiența investițiilor
realizate în perioada 2010 -2013, pentru înlocuirea echipamentelor pentru reducerea CPT în
valoare d e 166.891 mii euro, în condițiile în care, nivelul pierderilor a rămas nemodificat încă
din anul 2004, în sensul că nivelul înregistrat în anul 2013 , de 12,4% , este similar cu cel înregistrat
în anul 2004 , de 12,6% (Strategia energetică a României – Hotărârea Guvernului nr. 1069/ 2007).
Motivul invocat cel mai frecvent pentru nivelul alarmant al acestor pierderi îl constituie lipsa
de fonduri și starea precară a instalațiilor ce compun Rețeaua electrică de distribuție.
Motivațiile invocate nu sunt realiste deoarece ANRE , prin modul cum a procedat, a dat
dovadă de pasivitate față de nivelul alarmant al pierderilor menținut î ncă din 2004, pe de o parte ,
prin necorelarea și nedimensionarea programelor de investiții cu necesitățile reale de investiții ce
trebui esc efectuate în aceste capacități energetice, iar pe de altă parte , prin acceptarea în tarifele
pentru serviciul de distribuție a unui nivel atât de ridicat al pierderilor. Astfel, consumatorul de
energie electrică a suportat prin tariful la energie plătit, atât nivelul pierderilor înregistrate în
rețelele de distribuție , cât și costul amortizării investițiilor realizate de operatori, investiții ce se
dovedesc a fi ineficiente din punct de vedere al reducerii acestor pierderi.

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 67 din 129 Auditul consideră grav faptul că, deși potrivit Ordonanței de Urgență a Guvernului nr.
33/2007, ANRE avea atri buții în monitorizarea nivelului de siguranță a rețelelor și a stării
tehnice a acestor capacități, precum și în publicarea acestor informații în Raportul anual de
activitate, nu a prezentat în Rapoartele anuale informații privind starea tehnică a rețelelo r,
deși constituie una dintre principalele probleme ale siguranței sistemului energetic național . Pe de
o parte, s -a remarcat dezinteresul față de starea tehnică a rețelelor electrice, iar pe de altă parte,
lipsa de informare a factorilor politici și a co nsumatorului asupra stării tehnice a acestor
rețele, a nivelului pierderilor și a problemelor identificate, în contextul în care destinatarii
Raportului de activitate al ANRE sunt: Parlamentul, Guvernul și Președintele României,
Consiliului Concurenței, Ag enția de Cooperare a Reglementatorilor în Domeniul Energiei – ACER,
Comisia Europeană și consumatorii de energie electrică.

Neatingerea acestui obiec tiv referitor la diminuarea pierderilor în rețele nu înseamnă decât
ineficiență în utilizarea resurselor financiare și o irosire a oportunităților de retehnologizare a
rețelelor electrice.
 Comparativ cu pierderile înregistrate în rețelele electrice ale s tatelor vecine României și
ale statelor ai căror operatori dețin capitalul majoritar la operatorii principali de distribuție din
România, conform datelor prezentate de Banca Mondială, pentru perioada 2010 -2011,
(http://data.worldbank.org/indicator ), situația se prezintă astfel :
– față de nivelul pierderilor înregistrate în rețelele electrice din România, de 12% în perioada
2010 -2011 , din cele 5 state vecine, doar două state înregistrează un nivel superior la acest indicator,
respectiv Moldova (21% – 24%) și Serbia (15% – 16%), iar comparativ cu statele ai căror operatori
dețin capitalul majoritar la operatorii principali de distribuție din România, aceste state înregistrează
un nivel net inferior la acest i ndicator (Germania: 4% – 5%, Cehia: 5%, Italia: 7%).

4.4.2. Consumul propriu tehnologic în rețelele ele ctrice de transport (RET)
În perioada 2010 -2013 , cantitatea de energie electrică utilizată pentru acoperirea consumului
propriu tehnologic înregistrat î n rețelele electrice de transport a fost de 5.276 GWh , reprezentând
2,48% din energia electrică intrată în rețelele de transport ( 212.529,7 GWh ).
În ceea ce privește evoluția anuală a consumului propriu tehnologic înregistrat în rețelele
electrice de trans port (RET), în perioada 2010 -2012 s-a înregistrat o diminuare a acestui indicator cu
14,95% , urmată de o creștere cu 7,69% în anul 2013 (1.031,7 GWh) față de anul 2012 (1.018
GWh) .
În ceea ce privește valoarea energiei electrice utilizată în perioada 2010 -2014 pentru
acoperirea consumului propriu tehnologic (pierderi) înregistrat în rețelele electrice de transport,
aceasta a fost de 1.180.394 mii lei (272.052 mii euro) .

În aceste condiții , se impune necesitatea analizării cauzelor care au condus l a menținerea
nivelului pierderilor în rețelele electrice la un nivel ridicat și constant , în condițiile în care,  În concluzie, pierderile înregistrate în rețelele electrice de transport și distribuție au
fost, în perioada 2010 -2014, în medi e de 7,8 TWh/an , fapt ce a generat costuri estimate la nivelul
operatorilor de distribuție și transport de 1.880.930 mii euro , ce au fost suportate în cea mai mare
parte, de consumatorii finali de energie prin includerea acestora în tariful pentru serviciu l de
transport și distribuție.

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 68 din 129 operatorii de distribuție și transport au raportat an de an efectuarea de investiții în capacitățile
energetice.
Fără efectu area unei analize riguroase asupra stării tehnice a rețelelor electrice , cu
identificarea zonelor vulnerabile și a cauzelor care generează pierderile în aceste rețele ,
coroborat cu dimensionarea adecvată a programelor de investiții și cu prioritizarea acestora, sistemul
de transport și distribuție a energiei electrice va deveni din ce în ce mai ineficient și va genera
în continuare pierderi considerabile , cu impact în creșterea prețului la energia electrică suportat de
consumatorul final (inclusiv populația).

5. Modul de organizare și funcționare a pieței de energie electrică în România
Înainte de 1998, organizarea și funcționarea pieței de energie electrică în România constituia
monopol de stat, deținut de Regia Autonomă a Energiei Electrice (RENEL).
Reorganizarea pieț ei de energie electrică a început în anul 1998 , prin emiterea mai multor
acte normative care au reglementat dezvoltarea și implicit deschiderea pieței de energie,
După anul 2000 , piața de e nergie a fost caracterizată prin două momente importante ,
respecti v:
 deschiderea pieței de energie electrică , proces în urma căruia , toți consumatorii din
România au dreptul să -și aleagă furnizorul de energie electrică, acest proces fiind încep ut în anul
2000 cu un grad de deschidere de 10%, și s -a finalizat la 1 iulie 2007 , când a fost prevăzut un
grad de deschidere de 100%,
 liberalizarea treptată a pieței de energie electrică, proces în urma căruia s-a urmă rit
eliminarea treptată a tarifelor reglementate la consumatorii finali de energie electrică (în etape, în
mod di ferit pentru consumatori i non-casnici , față de consumatorii casnici).
În acest sens, Guvernul României a aprobat la data de 13 martie 2012, prin Memorandum (în
conformitate cu obligațiile asumate de România în relația cu FMI, Banca Mondiala și Comisia
Europeană), calendarul de eliminare treptată a tarifelor reglementate de energie electrică la
consumatorii finali care nu uzează de dreptul de eligibilitate.
Calendarul pentru eliminarea treptată a tarifelor reglementate în domeniul energiei
electrice pentru consumatorii non -casnici a cuprins 6 etape , în fiecare etapă fiind stabilit ă o cota de
achiziție a energiei electrice din piața concurențială cuprins ă între 15% (trimestrul IV 2012) și 100%
(începând cu 01.01.2014), pentru consumatorii care nu au uzat de eligibilitate1.
Calendarul pentru eliminarea treptată a tarifelor reglementate în domeniul energiei
electrice pentru consumatorii casnici a cuprin s 10 etape , în care s -au stabilit cote de achiziție a
energiei electrice din piața concurențială , cuprinse între 10% (semestrul II 2013) și 100% (începând
cu 01.01.2018), pentru consumatorii care nu au uzat de eligibil itate.
În perioada 2010 -2014 , piața energiei electrice a funcț ionat în mod descentralizat , în
sensul c ă produ cția, transportul, distribuția ș i furnizarea de energie electrică sunt activități distincte ,
aceste activități derulându -se pe bază de licențe eliberate de ANRE.
ANRE, la sfârșitul anului 2014, pentru derularea activităților specifice pieței de energie
electrică, avea acordate: 696 licențe d e producere a energiei electrice; 49 licențe pentru activi tatea
de distribuție, 205 licențe pentru activitatea de furnizare a energiei electrice ; 1 licență pentru
activitatea de transport și sistem pentru piaț a de energie electrică (acordată CNTEE Transele ctrica
SA); 1 licență pentru operatorul de piață (acordat ă OPCOM SA).

1 client (consumator) eligibil – clientul care este liber să își aleagă furnizorul d e energie electrică de la care cumpără energie electrică .

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 69 din 129 Participanții la piața de energie electrică
Participanții la piața de energie electrică și structurile operaționale asociate sunt prezentate
schematic astfel:

Producător ii de energie electrică sunt persoanele juridice sau fizice având ca obiect de
activitate producerea energiei electrice (inclusiv în cogenerare) și comercializarea energiei electrice
produse, în b aza licențelor acordate de ANRE.
În România, în sectorul ene rgiei electrice , deși ANRE a emis 696 Licențe de producere a
energiei , în anul 2014, 6 producători au realizat 84,6% din totalul de 57.853 GWh energie electrică
livrată: SC Hidroelectrica SA – 31,37% , SC Complexul Energetic Oltenia SA – 20,99% , SN
Nucleare lectrica SA – 18,57% , SC OMV Petrom SA – 3,45% , SC Complexul Energetic Hunedoara
SA – 4,25% și SC Electrocentrale București SA – 3,48% , Romgaz SA – 2,49% .
Distribuitorii de energie electrică sunt persoanele juridice ce dețin, sub orice titlu, o rețea
electrică de distribuție și care răspund de exploatarea, întreținerea și, dacă este necesar, de
dezvoltarea rețelei de distribuție într -o anumită zonă și, după caz, a interconexiunilor acesteia cu alte
sisteme, precum și de asigurarea capacității pe termen lun g de a satisface un nivel rezonabil al cererii
de distribuție de energie electrică.
Furnizorii de energie electrică sunt persoanele juridice , deținătoare a unei licențe de
furnizare, care comercializează energia electrică pe care o achiziționează, către cl ienții de pe piața
liberă și/sau reglementată. Activitatea de furnizare a energiei electrice include o serie de servicii, cum
ar fi: citire; facturare; încasare; intermediere relație client – operator rețea, încheiere contract de
furnizare și derulare cont ract conform prevederilor legale , etc.
Operatorul de transport și sistem – CNTEE Transelectrica SA, este persoana juridică ce
deține, sub orice titlu, rețea ua electrică de transport și care răspunde de operarea, asigurarea ,
întreținerea și, dacă este nece sar, de dezvoltarea rețelei de transport într -o anumită zonă și, acolo
unde este aplicabilă, interconectarea acesteia cu alte sisteme electroenergetice.
Operatorul pieței de energie electrică – OPCOM SA, este persoana juridică cu atribuții în
organizarea ș i administrarea piețelor centralizate, cu excepția pieței de echilibrare, în vederea
tranzacționării angro de energie electrică pe termen scurt, mediu și lung.
Consumatorii de energie electrică sunt persoanele fizice sau juridice care cumpără energie
elect rică pentru consum propriu.
Piața de energie electrică este compusă din: piața reglementată și piața concurențială , iar
tranzacțiile cu energie se fac angro sau cu amănuntul .
Piața reglementată de energie electrică funcționează prin contracte reglementate cu
cantități și prețuri stabilite prin Decizii și Ordine emise de Președintele ANRE , încheiate între
participanții la piața de energie.
Piața concurențială de energie electrică funcționează prin tranzacții cu energie electrică
desfășurate în mod transpar ent, public, centralizat și nediscriminatoriu, iar prețurile se formează
în baza cererii și ofertei, ca rezultat al unor mecanisme concurențiale. Operatori de distribuție
(Rețea electrică de Distribuție) Operator de transport si sistem
(Rețea electrică de transport)
Consumatori
energie electrică Producătorii de
energie electrică
Furnizori energie electrică Operatorul pieței
(OPCOM SA)

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 70 din 129 Piața angro de energie electrică funcț ioneaz ă într-un cadrul organizat de tranzacționare
a energiei electrice și a serviciilor asociate la care participă producătorii de energie electrică,
operatorul de transport și de sistem, operatorii de distribuție, operatorul pieței de energie electrică și
clienții angro.
Piața cu amănuntul de energie electrică funcționează într-un cadrul organizat în care
energia electrică este cumpărată de clienții finali, în vederea satisfacerii consumului propriu , de
la furnizori sau producători.

5.1. Piața angro de energie electrică
5.1.1. Tranzacțiile efectuate pe piața angro de ener gie electrică
Tranzacțiile pe piața angro de energie electrică au ca obiect vânzarea – cumpărarea de:
energie electrică, servicii de transport, servicii de distribuție și servicii de sistem tehnologic e.
Dimensiunea pieței angro este determinată de totali tatea tranzacțiilor desfășurate pe această
piață de către participanți, depășind în anumite cazuri cantitatea transmisă fizic de producători
în rețea ca urmare a revânzărilor efectuate de unii operatori în scopul ajustării poziției
contractuale și obțineri i de beneficii financiare.
În perioada 22.02.2007 – 18.07.2012 , piața concurențială angro a fost reglementată de
prevederile art. 29 alin. 3 din Legea 13/2007 a energiei electrice , și a funcționat pe bază de:
a) contracte bilaterale încheiate în urma desf ășurării licitațiilor pe piața centralizată;
b) contracte bilaterale negociate ale furnizorilor de energie electrică cu producătorii;
c) contracte de import și de export al energiei electrice;
d) tranzacții prin licitație pe piața spot;
e) tranzacții de s ervicii specifice.
În perioada 19.07.2012 – prezent , odată cu intrarea în vigoare a art. 23 din Legea energiei
electrice și gazelor naturale nr. 123/2012 , structura pieței angro a fost modificată substanțial, în
sensul că tranzacțiile cu energie electrică se desfășoară pe piața concurențială, în mod transparent,
public, centralizat și nediscriminatoriu.
În acest fel, tranzacții le între participanții la piața angro de energie electrică trebuie să se
încheie exclusiv în urma participării la una din piețele ce ntralizate organizate la nivelul
operatorului de piață de energie electrică (OPCOM SA) , singurul deținător de licență ANRE
pentru derularea acestei activități.
Piața angro de energie este formată din următoarele piețe specifice :
A) Piața centralizată a con tractelor bilaterale – PCCB și PCCB -NC – această piață este
deschisă participării titularilor de licență care se înscriu și respectă Convenția de participare la
Piața centralizată a contractelor bilaterale de energie electrică și este condiționată de const ituirea
de garanții de participare la licitație atât de către cumpărători cât și de către vânzători.
 Piața centralizată a contractelor bilaterale (PCCB) – este o component ă a pieței angro de
energie electrică pe care sunt realizate tranzacții cu energie electrică prin licitație publică , în mod
transparent, prin intermediul unei platforme de tranzacționare administrată de OPCOM SA, în baza
unor proceduri și regulamente specifice aprobate de ANRE.
 Piața centralizată a contractelor bilaterale cu negociere co ntinuă (PCCB – NC) – este o
componentă a pieței angro de energie electrică pe care sunt realizate tranzacții continue cu energie
electrică, având ca punct de pornire o ofertă inițială.
B) Piața centralizată cu negociere dublă continuă a contractelor bila terale de energie
electrică (PC -OTC ) – a început să funcționeze la data de 16.05.2014 , în baza Regulamentului
aprobat prin Ordinul președintelui ANRE nr. 49/2013 și a Procedurii aprobate prin Avizul
președintelui ANRE nr. 33/ 2013 .

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 71 din 129 În cadrul PC -OTC, au loc tranzacții cu energie electrică în baza unor contracte de
vânzare -cumpărare prestabilite de operatorii economici , participarea la această piață fiind
condiționată de stabilirea listelor de eligibilitate notificate de fiecare participant la piață. Listele de
eligibilitate trebuiau să prevadă un număr minim de 4 operatori ca potențiali parteneri contractuali .
În anul 2014 , activitatea pe PC -OTC s -a intensificat de la lună la lună, astfel că la sfârșitul
anului se aflau înscriși 54 operatori economici , iar ca ntitatea de energie tranzacționată a crescut de
la 76,56 MWh în luna mai, până la 1.946 GWh în decembrie , tranzacțion ându -se la nivelul
întregului an 6.224 GWh .
 Din informațiile prezentate de Opcom SA se remarcă faptul ca, în listele de eligibilitate ,
unii operatori economici și-au ales ca participanți eligibili numai societăți din cadrul grupului lor,
respectiv părți afiliate acestora (ex: cazul societăților CEZ Vânzare SA, CEZ Distribuție SA, Ovidiu
Development SRL, Tomis Team SRL, TMK Hydroenergy Pow er SRL) , situații ce au condus la
numărul mare de tranzacții încheiate între participanții acestor grupuri de companii , acestea au
încheiat în exclusivitate contracte cu părțile afiliate (ex: tranzacțiile încheiate de SC CEZ
Distribuție SA și CEZ Vânzare SA în calitate de cumpărători au fost efectuate cu part icipanți din
cadrul grupului lor ).
Aceste aspecte ridică unele suspiciuni asupra respectării principiilor concurențiale și de
asigurare a principiului de nediscriminare și este cauzat în mare parte d e limitarea numărului
minim de parteneri din lista de eligibilitate la 4 operatori . În urma semnalării acestor aspecte
de către Curtea de Conturi , OPCOM SA a propus ANRE majorarea de la 4 la 8 a pragului
minim de parteneri eli gibili .
C) Piața pentru Ziua U rmătoare (PZU) – a fost implementată în cepând cu data de
30.06.2005 în baza prevederilor Codul ui Comercial al Pieței Angro de Energie Electrică, aprobat prin
Ordinul p reședintelui ANRE nr. 25/ 2004 , și funcționează prin tranzacții orare ferme cu energie
electrică activă cu livrare în ziua următoare zilei de tranzacționare.
D) Piața Intra -zilnică de energie electrică (PI) – este o componentă a pieței angro de
energie electrică pe care se realizează tranzacții orare ferme cu energie electrică activă pentru fi ecare
zi de livrare începând cu ziua anterioară zilei de livrare, după încheierea tranzacțiilor pe PZU pentru
ziua respectivă de livrare și un anumit interval de timp înainte de începerea livrării. Regulile Pieței
Intrazilnice sunt prevăzute în Regulamentu l aprobat prin Ordinul președintelui ANRE nr. 32/ 2011 .
E) Piața de echilibrare (PE) – este o componentă a pieței angro organizată de Operatorul
de Transport și de Sistem (CNTEE Transelect rica SA) prin care se asigură , vânzarea – cumpărarea de
energie ele ctrică activă de la/către participanții la piață deținători de unități dispecerizabile, în scopul
compensării abaterilor de la valorile programate ale producției și consumului de energie electrică.
Producă torii dispecerizabili sunt obligați să oferteze pe această piață, la creștere de putere , întreaga
cantitate de energie electrică disponibilă suplimentar față de cantitatea de energie electrică notificată,
iar la reducere de putere , întreag a cantitate de energie electrică notificată .
F) Piața centralizată de servicii de sistem tehnologice – este o componentă a pieței angro
de energie prin intermediul căreia Operatorul de Transport și de sistem (CNTEE Transelectrica SA)
asigură achiziția cantităților de servicii tehnologice de sistem, prin mecanisme de piaț ă, în scopul
punerii la dispoziția SEN a unor capacități de producție, care să poată fi mobilizate la cererea
Dispecerului Energetic Național.
G) Piața centralizată pentru alocarea Capacităților de Interconexiune – este o piață
centralizată, organizată și administra tă de CNTEE Transelectrica SA, în scopul realizării
operațiunilor de import – export și tranzit de energie.

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 72 din 129  În concluzie, în ceea ce privește modul în care au fost încheiate și derulate tranzacțiile
cu energie electrică în cadrul pieței angro, s -a constatat inacțiunea conducerii ANRE privind
derularea contractelor bilaterale negociat e direct între furnizorii de energie electrică , în
condițiile în care aceste contracte exced cadrului de funcționare al pieței angro instituit de
art. 29 (3) din Legea nr. 13/2007, aplicabil în perioada 22.02.2007 – 18.07.2012 , care
permitea funcționarea pieței concurențiale angro doar pe bază de:
a) contracte bilaterale încheiate în urma desfășurării licitațiilor pe piața centralizată ;
b) contracte bilaterale negociate ale furnizorilor de energie electrică cu producătorii ;
c) contracte de import și de ex port al energiei electrice;
d) tranzacții prin licitație pe piața spot ;
e) tranzacții de servicii specifice . 5.1.2 Structura tranzacțiilor pe piața angro
În cadrul pieței angro au fost încheiate în principal :
– contracte reglementate și negoci ate bilateral între producători și furnizori ,
– contracte reglementate pentru asigurarea consumului propriu tehnologic în rețele ,
– contracte negociate bilateral între producători sau între furnizori (încheiate direct sau prin
intermediul platformelor de brokeraj),
– obligații contractuale încheiate pe piețele centralizate – Piața centralizată a contractelor
bilaterale cu cele două modalități de tranzacționare conform cărora, contractele sunt atribuite prin
licitație publică (PCCB) sau printr -un proces combinat de licitații și negociere (PCCB -NC), Piața
pentru Ziua Următoare (PZU), Piața de Echilibrare (PE) și Piața intrazilnică de energie electrică (PI).
Anterior datei de la care Legea nr. 123/2012 a energiei electrice și a gazelor naturale a
produs ef ecte juridice ( 19.07.2012 ), în piața angro au fost încheiate și derulate și contracte
bilaterale negociate, contracte ce se caracterizează prin faptul că sunt încheiate direct între
participanții la piață, fără a fi supuse regulilor de transparență și con curență.
În perioada 2010 -2014, piața angro de energie electrică se caracteriz ează prin două
perioade distincte , respectiv:
I) Perioada 2010 -2012 , desfășurată până la data intrării în vigoare a Legii nr.
123/10.07.2012, caracterizată prin: volumul mare a l cantităților de energie electrică
tranzacționate (108.852 GWh în anul 2011 și 101.397 GWh în anul 2012 ), comparativ cu producția
de energie din aceeași perioadă ( 62.216 GWh în anul 2011 și 59.047 GWh în anul 2012 ), precum și
prin volumul ridicat de energ ie tranzacționată în baza contractelor bilaterale negociate direct
de participanții la piață ( 59.147 GWh în anul 2011 și 36.536 GWh în anul 2012 ), fără a avea la
bază principii de transparență, concurență și eficiență pentru consumatori, contracte în baza
cărora în cele mai multe cazuri , câștigători au fost furnizorii de energie.
Prin aceste contracte, furnizorii de energie au tra nzacționat netransparent cantită ți de
energie , respectiv în anul 2011 de 25.326 GWh , ceea ce a reprezentat 47% din consumul intern de
energie electrică.
Acest fapt, deși a fost cunoscut la nivelul conducerii ANRE, nu au fost luate măsuri pentru
eliminarea ace stor tranzacții netransparente.

În acest sens, trebuie menționate raportările efectuate de Compartimentul Monitorizare Piață
Energie din cadrul ANRE prin care , conducerea ANRE era informată asupra constatării derulării
unor astfel de contracte în afara cadrului legal , semnalându -se totodată discrepanțele mari dintre
prețul minim și maxim de vânzare a ener giei, pe bază de contracte negociate , acestea

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 73 din 129 conduc ând la transferarea profituri lor producătorilor cu prețuri de vânzare mai mici decât
prețurile medii de pe piață, către anumiți furnizori de energie .
Elocvent în acest sens, este cazul menționat în aceste r aportări , privind furnizorul SC Power
Plus SRL care a achiziționat în luna iulie 2010 , de la furnizorul Renovation Trading, cantitatea de
18.600 MWh, pe care a revândut -o furnizorului CEZ Vânzare, urmare acestei tranzacții
înregistrând un profit de 41 lei /MWh (reprezentând 27% din valoarea achiziției). Și mai grav este
faptul că, CEZ Vân zare SA, în vederea furnizării către consumatorii alimentați în regim
reglementat, a achiziționat această cantitate de energie electrică tot în baza unui contract
negociat , la un preț cu cca. 52 lei/MWh mai mare decât prețul mediu de achiziție reglementat
de cca. 139 lei/MWh, și respectiv mai mare decât prețul mediu lunar de achiziție de pe PZU de
cca. 174 lei/MWh.
Practicarea unor astfel de politici de tranzacționare a con dus în anul 2010 la obținerea de
profituri din aceste tranzacții de către furnizorii care au derulat activități în cadrul pie ței angro,
și care în unele cazuri au ajuns la 20 – 41 lei/MWh , respectiv la o marjă a profitului de 20-27% din
valoarea achiziție i, astfel: SC Power Plus SRL ( diferență de preț vânzare – achiziție – 41 lei/MWh
(9,74 euro/MWh), marja profitului tranzacției – 27,33%), Romenergy Industry SRL ( diferență de
preț vânzare – achiziție – 30,18 lei/MWh (7,17 euro/MWh), marja profitului tran zacției – 22,12%),
Holding Slovenske Elektrarne (diferență de preț vânzare – achiziție – 31,68 lei/MWh (7,53
euro/MWh), marja profitului tranzacției – 19,11%), Rudnap SRL ( diferență de preț vânzare –
achiziție – 27,09 lei/MWh (6,43 euro/MWh), marja profit ului tranzacției – 17,24%).
În concluzie , deși tranzacționarea energiei electrice în baza contractelor negociate direct
între furnizorii de energie electric ă exced e cadrului legal de funcționare a pieței angro de
energie, ANRE nu a luat măsuri pen tru elimi narea acestor practici și nici nu a evaluat impactul
acestora la nivelul consumatorului final și nici modul în care a fost influențată piața de energiei
de derularea acestora.
 Referitor la contractele bilaterale negociate încheiate de producătorii de ene rgie
electrică cu furnizorii de energie, cea mai mare cantitate de en ergie a fost tranzacționată în anul
2010 , respectiv de 14.362 GWh , din care SC Hidroelectrica SA a livrat cantitatea de 12.784 GWh ,
reprezentând 89% din cantitatea tranzacționată în baza acestor contracte .
Se remarcă în acest caz faptul că, din totalul producției livrate de SC Hidroelectrica SA în
anul 2010 de 18.175 GWh , 70,34% a reprezentat -o cantitatea livrată în baza unor contracte bilaterale
negociate încheiate direct cu furnizorii d e energie, respectiv cantitatea de 12.784 GWh, iar în anul
2011, din totalul producției livrate de 14.658 GWh , cantitatea de energie livrată în baza contractelor
bilaterale negociate către furnizori a fost de 10.136 GWh , reprezentând 69,15%.
 Din cantit atea de energie electrică produsă și livrată de SC Hidroelectrica SA ,
cantitatea de energie livrată în regim reglementat (în principal pentru consumul populației) a
reprezentat în perioada 2010 -2013 , numai 22-34% (22,9% în anul 2010, 26,6% în anul 2011, 34,3%
în anul 2012 și 26,4% în anul 2013), remarcându -se faptul că , de energia cu cel mai redus cost de
producție au beneficiat în principal, furnizorii de energie angro.
În cazul în care ANRE impunea SC Hidroelectrica SA, livrarea unei cantități mai ma ri de
energie electrică în baza contractelor reglementate, acest fapt ar fi generat implicit o reducere a
prețului energiei electrice suportat de consumatorii finali (în principal populația) .
 Din evaluarea modului în care au fost încheiate și derulate contractele bilaterale
negociate de producătorii de energie electrică cu furnizorii de energie , s-a constatat ineficiența
producătorilor cu capital majoritar de stat , în ceea ce privește tranzacționarea energiei în baza
acestor contracte.

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 74 din 129 Concludent în ace st sens este comportamentul producătorului SC Hidroelectrica SA1 care, în
perioada 01.01.2011 – 30.05.2012 , a vândut cantitatea de 12.923.026 MWh energie electrică din
producție proprie prin contractele de vânzare/cumpărare încheiate prin negociere directă , fără
a asigura transparența tranzacțiilor .
Vânzarea acestei cantități de energie electrică a fost efectuată în baza unui număr de 16
contracte de vânzare -cumpărare încheiate în perioada 2001 – 2011 , cu diverse persoane juridice, în
principal, societăți cu capital privat , la un preț mediu între 103 lei/MWh și 142 lei/MWh, care se
situa sub costul mediu de producție înregistrat de 143,67 lei/MWh, fapt ce a condus la
nerealizarea de venituri, și implicit în înregistrarea unei pierderi de 234.969 mii lei.
Totodată, pentru acoperirea necesarului de energie pe care SC Hidroelectrica SA s-a angajat
să o livreze, în baza acestor contracte, entitatea a achiziționat energie electrică fără a organiza
licitații pe piața centralizată a contractelor bilaterale de energie electrică organizată de
OPCOM SA și fără a asigura transparența tranzacțiilor prin contractele de
vânzare/cumpărare a energiei electrice încheiate, astfel:
– a achiziționat cantitatea de 3.216.618 MWh energie electrică (1.044.605 MWh în anul
2010 și 2.172.013 MWh în anul 2011 ) de la alți producători de energie electrică, la prețuri situate
între 154,46 lei/MWh și 235 lei/MWh, pe care a revândut -o (pe contracte le bilaterale negociate),
la un preț mediu de vânzare cuprins între 115,29 lei/MWh -137, 4 9 lei/MWh, fapt ce a condus
la nerealizarea de venituri, și implicit la înregistrarea unei pierderi de 209.903 mii lei.
II) Perioada 2012 -2014 , desfășurată după data intrării în vigoare a Legii nr. 123/2012 , se
caracterize ază prin creșterea tranzacțiilor derulate în condiții de transp arență pe piețele
organizate de OPCOM SA , concomitent cu diminuarea tranzacțiilor derulate în baza contractelor
negociate direct, constatându -se reducerea drastică a volumului de energie electrică tranzacționată în
baza acesto r contracte.
 Deși prin Legea nr. 123/2012 , la art. 23 (1) s-a prevăzut efectuarea de tranzacți i cu
energie electrică pe piața concurențială, în mod transparent, public, centralizat și
nediscriminatoriu , ANRE a acceptat derularea în continuare a contract elor negociate încheiate
între operatori înainte de data intrării în vigoare a actului normativ , dovadă fiind faptul că , în
anul 2013 , a fost tranzacționată cantitatea de 15.386 GWh (19,4% din total tranzacții) în baza
contractelor bilaterale negociate dir ect.
 Din analiza documentelor transmise de ANRE s-a remarcat faptul că au fost încheiate
contracte de vânzare -cumpărare a energiei electrice bilaterale , negociate direct, încheierea s -a
efectuat între data la care Legea nr. 123/2012 a fost aprobată de Camera Deputaților, for decizional în
cazul de față, respectiv 14.06.2012 , și data la care actul normativ a intrat în vigoare, respectiv
19.07.2012 .
În cazul producătorului SC Târgușor Wind Farm SRL , deși acesta a obținut Autorizația de
înființare nr. 606 la data de 19.12.2012 și Licența pentru exploatarea comercială nr. 1411 , la data de
06.11.2013 , ulterior datei de 19.07.2012 (dată de la care Legea nr. 123/10.07.2012 producea efecte și
impunea tranzacționarea energiei în mod transparent, public, centrali zat și nediscriminatoriu) , totuși
a vândut în anul 2013 cantitatea de 49.510 MWh energie electrică către SC Enel Trade Romania
SRL, în baza unor contracte bilaterale negociate direct .

5.2. Piața cu amănuntul de energie electrică
Pe piața cu amănuntul , energia electrică este cumpărată în vederea consumului , iar
tranzacțiile se realizează între furnizori i și consumatorii de energie electrică . Piața de energie
electrică este o piață liberalizată încă de la 1 iulie 2007 , consumatorii de energie electrică avân d
dreptul să își aleagă furnizorul de energie electrică.
Acest lucru este valabil însă mai mult din punct de vedere teoretic, piața cu amănuntul a
energiei electrice fiind alcătuită dintr -o componentă reglementată (piața reglementată ) și una
concurențială (piața concurențială) , în funcție de tipul con sumatorilor de energie electrică , care pot

1 Aspecte constatate în urma verificărilor efectuate de Curtea de Conturi la SC Hidroelectrica SA în anul 2014

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 75 din 129 fi: consumatori captivi ( alimentați de furnizori impliciți în fu ncție de poziționarea geografică ), sau
consumatori care si -au schimbat/negociat contractele cu furnizo rii de energie electrică .

Structura schematică a pieței cu amănuntul

5.2.1. Piața Reglementată de Energie Electrică

A. Participanții la Piața Reglementată
Pe piața reglementată, se disting următoarele categorii de participanți:
a) Furnizorii de ultimă instanță (FUI) – sunt furnizorii desemna ți de ANRE pentru
prestarea a serviciul ui de furnizare în co ndiții reglementate (până la apariția Legii nr. 123/2012, acești
furnizori purtau denumirea de furnizori de ultimă opțiune ).
Pentru furn izorii de ultimă instanță (FUI), ANRE a stabilit următoarele obligații : de a
achiziționa energie electrică în cantități și la prețuri reglementate, conform deciziilor ANRE; de
a achiziționa energie electrică de pe piața concurențială în proporțiile stabi lite prin calendarul de
eliminare a tarifelor reglementate; de a furniza energie electrică la clienții care beneficiază de
serviciul universal, la tariful CPC avizat de ANRE și/sau, după caz, la tarifele reglementate aprobate
de ANRE; de a furniza energie electrică la tariful CPC majorat clienților finali care nu beneficiază de
serviciul universal și care nu și -au exercitat dreptul de eligibilitate sau care au rămas fără furnizor de
energie electrică.
Pentru perioada 01 iulie 2009 – 30 iunie 2012, prin Or dinele președintelui ANRE nr.
61/2009, nr.16/ 2010 și nr. 28/ 2011, au fost desemnați în calitate de furnizori de ultimă instan ță,
următorii 7 furnizori: SC Enel Energie Muntenia SA; SC FFEE Electrica Furnizare Transilvania Sud
SA; SC FFEE Electrica Furnizar e Muntenia Nord SA; SC CEZ Vâ nzare SA; SC FFEE Electrica
Furnizare Transilvania Nord SA; SC E.ON Energie România SA; SC ENEL Energie SA.
Pentru perioada 01 iulie 2012 – 31.12.2014, prin Ordinele președintelui ANRE nr. 28/2012,
nr. 47/ 2013 și nr. 35/ 2014, au fost desemnați în calitate de furnizori de ultimă instanță,
următorii 5 furnizori: SC Enel Energie Muntenia SA; SC Electrica Furnizare SA; SC CEZ Vâ nzare
SA; SC E.ON Energie România SA; SC ENEL Energie SA.
b) Producătorii de energie electrică pentru ca re ANRE a stabilit prin decizii , obligația de a
vinde energie electrică prin contracte reglementate către FUI , în cantitățil e și la prețurile
reglementate prin deciziile ANRE .
În perioada 2010 -2014, au avut obligația de a vinde energie electrică prin contra cte
reglementate către FUI , următorii producători de energie electrică:
ș producători i dispecerizabili : SN Nuclearelectrica SA, SC Hidroelectrica SA, SC
Complexul Energetic Oltenia SA, SC Complexul Energetic Hunedoara SA, SC OMV Petro m SA, SC Furnizori de ultimă
instanță Furnizori
concurențiali
Clienți Finali
alimentați în regim
reglementat Clienți finali
alimentați
concurențial Contracte de furnizare

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 76 din 129 Electrocentr ale Bucureș ti; RAAN – Romag Termo, SC CET Arad SA, SC CET Bacau SA, SC CET
Govora SA, SC Electrocentrale Oradea SA, SC Termica Suceava SA, CET Brașov, CET Iași, Dalkia
Prahova, Electrocentrale Galați, Termoelectrica;

ș producători i nedispecerizabili , micr ohidrocentrale le, producători i de energie regenerabilă.
c) Clienții finali – sunt beneficiari ai activității desfășurate pe piața reglementată de FUI și de
producătorii reglementați, iar î n conformitate cu prevederile art. 55 alin. (1) din Legea nr. 123/ 2012
a energiei electrice și a gazelor naturale, clienții finali pentru care FUI asigură furnizarea de energie
electrică în condiții reglementate pot fi :
 clienții finali care nu și -au exercitat dreptul de eligibilitate și care nu beneficiază de
serviciul u niversal.
 clienții finali care nu și -au exercitat dreptul de eligibilitate și care beneficiază de
serviciu universal (SU) .
 clienții finali care , după ce și-au exercitat dreptul de eligibilitate , sunt în pericol iminent
de a rămâne fără furnizor de energi e electrică din motive neimputabile acestora.
B) Indicatori privind structura și funcționarea pieței reglementate
1.Numărul total de locuri de consum la care furnizorii de ultimă instanță furnizează
energie electrică, defalcat pe tipuri de clienți : nonca snici și casnici.
În perioada 2010 -2014 , numărul consumatorilor finali (casnici/noncasnici) care nu au uzat de
dreptul de eligibilitate, deserviți de FUI, este prezentată în tabelul următor :
Tip client/loc de
consum anul 2010 anul 2011 anul 2012 anul 2013 anul 2014 Evoluție
2014/2013 Evoluție
2014/2012 Evoluție
2014/2011 Evoluție
2014/2010
noncasnic 573.369 563.030 554.734 501.190 321.988 -35,76% -41,96% -42,81% -43,84%
casnic, din care: 8.322.889 8.381.064 8.393.661 8.490.691 8.556.650 0,78% 1,94% 2,10% 2,81%
– cu tarif social 1.220.422 1.173.501 1.118.225 1.067.875 1.030.043 -3,54% -7,89% -12,22% -15,60%
TOTAL 8.896.258 8.944.094 8.948.395 8.991.881 8.878.638 -1,26% -0,78% -0,73% -0,20%
 Cea mai mare scădere a înregistrat -o numărul consumatorilor no n-casnici urmare a
deplasării acestor clienți din zona reglementată către zona concurențială. Față de anul 2010 , când
numărul acestora a înregistrat valoarea de 573.369 , la finele anului 2014 numărul lor era de 321.988 ,
înregistrându -se o scădere în valori absolute cu 251.381 consumatori, iar în valori relative de
43,84% .
Această scădere a fost compensată de o creștere a numărului consumatorilor casnici, în valori
absolute cu 233.761 , respectiv cu 2,81% .
S-a constatat de asemenea, o scădere a numărului de clienți casnici cu tarif social cu
190.379 (cca 16% ) în anul 2014, față de anul 2010 . Principalele cauze ale acestei scăderi sunt atât
faptul că prin creșterea gradului de reglementare se reduc avantajele de care beneficiază clienții
acestui tip de tarif, p recum și faptul că, în cazul persoanelor care se încălzesc electric, consumul de
energie electrică al acestor a crește peste nivelul la care este profitabilă aplicarea tarifului social.

2. Cota de piață a fiecărui furnizor de ultimă instanță participant la piața reglementată în
funcție de numărul locurilor de consum .
În anul 2014 , numărul clienților finali care nu au uzat de dreptul de eligibilitate, deserviți de

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 77 din 129 fiecare FUI și gradul de acoperire a acestora pe zone geografice , a fost următoarea:
Denum ire FUI Numărul locurilor de consum aferente clienților finali deserviți de FUI în anul 2014
TOTAL, din care: noncasnic Total, casnic, din
care: casnic cu tarif
social total SU* FUI Fără furnizor
CEZ Vanzare SA 1.346.140 15,16% 16.216 4.798 11.418 0 1.329.924 212.152
E.ON Energie Romania
SA 1.382.845 15,57% 31.950 2.253 29.697 0 1.350.895 315.616
Electrica Furnizare SA 3.516.542 39,61% 157.508 87.576 69.932 0 3.359.034 363.106
ENEL Energie SA 1.457.765 16,42% 65.007 17.976 47.031 0 1.392.758 115.685
ENEL Energie
MUNTENIA SA 1.175.346 13,24% 51.307 11.642 39.664 1 1.124.039 23.484
TOTAL 8.878.638 100,00% 321.988 124.245 197.742 1 8.556.650 1.030.043
* SU – serviciu universal
Se remarcă faptul că:
– Electrica Furnizare SA acoperă 39% din consumu l de energie aferent gospodăriilor din
România, pondere ce se păstrează apropiată de acest nivel pe toată perioada analizată;
– Enel Energie SA și Enel Energie Muntenia SA acoperă circa 30%;
– E.ON Energie România SA și CEZ Vânzare SA, acoperă aproximati v câte 15% fiecare.

3. Structura tranzacțiilor cu energie electrică aferente pieței reglementate
În ceea ce privește cantitatea de energie electrică achiziționată de furnizorii de ultimă
instanță în vederea acoperirii consumului clienților finali din piaț a reglementată s-au constatat
următoarele:
– scăderea cu circa 29% a cantității de energie electrică achiziționată de furnizorii de ultimă
instanță în vederea acoperirii consumului clienților finali din piața reglementată, de la 23.195.538
MWh în anul 2010 , la 16.438.104 MWh în anul 2014 , fapt datorat finalizării la 31 decembrie 2013 a
procesului de dereglementare la clienții finali non -casnici și a continuării procesului de liberalizare
început la data de 01 iulie 2013 la clienții casnici.
– scăderea cu 11,3% a prețului mediu de achiziție a energiei electrice în anul 2014 față de
perioada anterioară, scădere generată în principal de diminuarea cu 14% prețului de achiziție de
la producători în baza contractelor reglementate (de la 165,95 lei/MWh în anul 2013 la 142,68
lei/MWh în anul 2014) . Această diminuare a fost influențată de faptul că începând cu anul 2014,
consumul de energie furnizat la tarife reglementate este asigurat de grupuri/centrale
hidroelectrice și nuclearelectrice (având costurile de produc ere cele mai reduse) , nefiind
preluate cantități de energie produse de grupuri/centrale termoelectrice (având costuri de producere
ridicate).
În ceea ce privește achiziția de energie electrică pentru asigurarea consumului
consumatorilor captivi , conform pr evederilor pct. 5.4 . din Anexa la Ordinul pr eședintelui ANRE
nr. 133/ 2008 (valabil până la data de 31.08.2012 ), aceasta se realiza prin: contracte bilaterale
reglementate , tranzacții pe pi ața pentru ziua următoare și prin energia asigurată de CNTEE
"Transe lectrica" – S.A. din piața de echilibrare .
În acest context, s -a constatat faptul că, în perioada ianuarie 2010 – august 2012 ,
pentru asigurarea consumului consumatorilor captivi, furnizorii de ultimă instanță au achiziționat
cantitatea de 737.994 MWh energie electrică prin tranzacții încheiate în afara cadrul de

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 78 din 129 reglementare în vigoare la data achiziției ( contracte bilaterale reglementate, tranzacții pe PZU ),
respectiv prin:
ș contracte negociate: în anul 2010 cantitatea de 352.715 MWh, la un preț mediu de
182,82 lei/MWh, în anul 2011 cantitatea de 125.909 MWh, la un preț mediu de 195,48 lei/MWh, în
anul 2012 (până la 31.08.2012) cantitatea de 224.943 MWh , la un preț mediu de 224,71 lei/MWh ;
În aceeași perioadă, prețul mediu la care furnizorii de ultimă instanță au achiziționat
energie electrică de la producători, în baza contractelor reglementate, a fost mai mic decât cel
realizat prin contracte negociate , astfel: 164,79 lei/MWh în anul 2010, 159,37 lei/MWh în anul
2011 și 148,83 lei/MWh în anul 2012, pâ nă la luna august.
ș contracte de import de energie : în anul 2010 cantitatea de 29.048 MWh , la un preț mediu
de 172,80 lei/MWh .
ș tranzacții pe piața intrazilnică de energie electrică : în anul 2011 cantitatea de 1.154
MWh, la un preț mediu de 328,55 lei/ MWh, în anul 2012 (până la 31.08.2012) cantitatea de 4.225
MWh , la un preț mediu de 311,51 lei/MWh.

4. Cantitatea de energie electrică vândută de producători către furnizorii de ultimă
instanță, pe bază de contracte reglementate, destinată acoperirii cons umatorilor deserviți în regim
reglementat și prețurile medii ponderate de achiziție (pentru fiecare FUI și pe total).
Pe segmentul de piață al contractelor bilaterale reglementate, producătorii încheie contracte
de vânzare a energiei electrice cu furnizori i de ultimă instanță în scopul asigurării cantităților de
energie electrică achiziționate de către clienții finali la preț reglementat .
Astfel, ANRE a stabilit cota parte din producția de energie electrică a grupurilor
energetice dispecerizabile ce urma a fi preluată pe contracte reglementate .
Pentru perioada 2010 -2014 , producătorii cu cele mai mari cote de participare în totalul
achiziției reglementate a furnizorilor de ultimă instanță au fost: Hidroelectrica SA (13,64% –
58,69%) , SN Nuclearelectrica SA (24,78% – 41,31%) , Electrocentrale București SA (7,94% –
13,91%) și Complexul Energetic Oltenia SA (16,05% – 22,42%) , astfel:

 În perioada 2010 -2013 , ponderea cantităț ii de energie electrică vândută de SN
Nuclearelectrica SA pe piața reglementată s-a situat constant în jurul a 50% din totalul cantității
de energie electrică produsă și livrată (2010 – 10.685 GWh, 2011 – 10.795 GWh, 2012 – 10.538

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 79 din 129 GWh, 2013 – 10.674 GWh), iar în anul 2014, ponderea cantității de energie electrică vândut ă pe piața
reglement ată a scăzut la cca. 32% din totalul cantității de energie electrică produsă și livrată de
11.676 GWh .
Dacă în anul 2010 , ANRE a des emnat să încheie contracte de vânzare a energiei electrice pe
piața reglementat ă: Hidroelectrica SA, Nuclearelectrica SA, Electrocentrale București SA, CE
Hunedoara SA, CE Oltenia SA, alți producători dispecerizabili (CE Arad SA, CE Bacău SA, CE
Rovinari SA, etc.), în anul 2014 , ANRE a desemnat doar 2 producători , respectiv: SC
Hidroelectrica SA (pentru cantitatea de 5,3 TWh , la un preț mediu de 115,2 lei/MWh ) și SN
Nuclearelectrica SA (pentru cantitatea de 3,7 TWh , la un preț mediu de 145,88 lei/MWh ).
 Din analiza evoluției prețurilor medii ponderate anuale, aferente cantității de energie
electrică achiziționat ă de FUI pe bază de contracte reglementate, s-a remarcat faptul că , cel mai
scăzut preț a fost înregistrat în anul 2014, respectiv de 142,68 lei/MWh, cu 14% mai mic față de
prețul mediu de 165,92 lei/MWh înregistrat în anul 2013.
Această diminuare a prețului de achiz iție a energiei electrice de către FUI de la
producători a fost determinată de intrarea în vigoare a Ordinului președintelui ANRE nr. 83/ 2013,
prin care nu au mai fost preluate cantități de energie electrică produs ă de grupuri le/centrale le
termoelectrice care înregistrau costuri ridicate care în unele cazuri depășeau 269 lei/MWh ( cazul
SC Comp lexul Energetic Hunedoara SA în anul 2013) , consumul fiind asigurat prin preluarea
cantități lor de energie electrică produs ă de grupuri/centrale aparținând SC H idroe lectric a SA
și SN N uclearelectric a SA, la prețuri medii ce au variat între 115,2 lei/MWh – 145,88 lei/MWh.
 O influență deoseb ită asupra pieței de energie, respectiv asupra prețurilor practicate în
piață în perioada 2010 -2012 , a avut -o și modul în care a u fost aprobate și realizate “coșurile de
energie electrică destinate exportului”, derulate în baza unor contracte încheiate fără
respectarea condițiilor de concurență și transparență , după cum urmează:
Potrivit Ordinului Ministrului Economiei, Comerțului și al Mediului de Afaceri nr.
445/2009 , producătorii de energie electrică (cu capital majoritar de stat, aflați sub autoritatea
MECMA ) au fost obligați să vândă întreaga cantitate de energie electrică angro disponibilă pe
Piața Centralizată a Contractelor Bilaterale administrată de OPCOM SA.
Cu toate acestea, p rin 2 Note ale Ministerul ui Economiei, Comerțului și al Mediului de
Afaceri, emise în luna august 2010, s-a aprobat achiziția de e nergie de către SC Electrica SA de
la producători, prin contracte d irecte , încheiate prin derogare de la Ordinul MECMA nr.
445/2009, în vederea realiză rii unui expor t de energie electrică, fiind stabilită obligația ca SC
Electrica SA să identifice parteneri, din țară sau străinătate, cărora să le vândă la export energi a
electrică ce urma a fi preluată de la producători (SC Hidroele ctrica SA , SN Nuclearelectrica SA , CE
Rovinari și CE Turceni).
Pentru acest export, p rețurile de vânzare a energiei electrice de cătr e producători nu au
fost stabilite într -un mod transparent , fiind fixate prin Adrese semnate de directorii generali a i SC
Electrica SA, SC Hidroele ctrica SA, SN Nuclearelectrica SA, SC Complexul Energetic Rovinari SA
și SC Complexul Energetic Turceni SA și aprobat e de ministrul Economiei, Comerțului și al
Mediului d e Afaceri .
Pentru furnizarea energiei electrice la export , SC Electrica SA a încheiat cu SC Rudnap
SRL două contracte de vânzare -cumpărare a energiei electrice , în baza cărora au fost realizate
următoarele tranzacții , în perioada august 2010 – martie 2012 :
– SC Electrica SA , în vederea realizării exportului , a achiziționat de la producători , cantitatea
de 4.122.545 MWh la un preț mediu de 163, 90 lei/MWh și a vândut către SC Rudnap SRL ,

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 80 din 129 cantitatea de 3.623.902 MWh la un preț mediu de 168,71 lei/MWh , înreg istrând un câștig mediu
de 4,80 lei/MWh ;
– SC Rudnap SRL , în vederea exportului a ach iziționat de la SC Electrica SA cantitatea de
3.623.902 MWh la un preț mediu de 168,71 lei/MWh și a vândut la export cantitatea de 2.394.134
MWh, la un preț mediu de 201,44 lei/MWh , înregistrând un câștig mediu de 32,74 lei/MWh .
 Din cantitatea de energie electrică achiziționată de la SC Electrica SA, SC Rudnap SRL a
valorificat pe piața internă din Ro mânia cantitatea totală de 1.229.768 MWh energie electrică,
reprezentân d 33,93% din cantitatea achiziționată. Astfel , SC Rudnap SRL nu și -a îndeplinit una
din obligațiile stabilite prin cele două contracte, respectiv obligația de a exporta întreaga cantitate
de energie electrică achiziționată de la SC Electrica SA.
Mai mult, prin tranzacțiile efectuate, SC Rudnap SRL a realizat un profit de circa 32
lei/MWh pentru energia exportată în perioada septembrie 2010 – martie 2012 , în timp ce câștigul
furnizorului SC Electrica SA a fost de circa 4 lei/MWh , de 8 ori mai mică decât ce a realizată de
Rudnap în aceeași perioadă.
Achiziția de energie de către SC Electrica SA, de la producători, prin contracte directe
(închei ate prin derogare de la Ordinul MECMA nr. 445/2009 ), s-a efectuat prin:
– lipsa de transparență în tranzacționarea energiei electrice , în perioada analizată,
conducând la limitarea accesului nediscriminatoriu la energia disponibilă;
– absența unui comportament concurențial adecvat și echidistant , solicitat de legislația
europeană și națională în vigoare, cât și de cadr ul de reglementare stabilit de ANRE, pentru piața de
energie electrică.
Toate acestea s -au repercutat și asupra funcționării Pieței pentru Ziua Următoare (prin
reducerea ofertei de vânzare și creșterea ofertei de cumpărare), concomitent cu creșterea cantit ăților
tranzacționate cu costuri foarte mari, pe Piața de Echilibrare (PE).
Prețul mediu lunar pe PZU a crescut începând cu luna septembrie 2010, cu excepția lunilor
noiembrie și decembrie, atingând valori maxime în luna septembrie 2011 (252,97 lei/MWh).
Prețurile pe PZU din perioada ianuarie -septembrie 2011 au fost cu până la 56% mai mari
decât cele corespunzătoare celor din 2010.
Evoluțiile prețurilor pe PZU au făcut să apară suspiciuni cu privire la corectitudinea formării
prețurilor pe PZU. În acest con text, corectitudinea funcționării PZU este foarte importantă, deoarece
prețul stabilit pe această piață constituie preț de referință pentru prețurile stabilite pe alte
segmente ale pieței de energie electrică. Spre exemplificare, începând cu 01.04.2011, pr ețul pe PZU
a devenit referință și pentru prețul energiei electrice stabilit pe componenta reglementată a pieței de
energie electrică produsă în centralele de cogenerare de înaltă eficiență și vândută pe bază de contract
reglementat.
Aspectele legate de ev oluția Pieței pentru Ziua Următoare și a Pieței de Echilibrare, în
perioada 2010 -2011, au fost analizate și de Direcția Piață Energie Electrică din cadrul ANRE ,
care a identificat eventuale cauze posibile ale evoluțiilor prețur ilor pe PZU și PE, pentru car e, s-a
propus conducerii ANRE măsuri corective, cum ar fi urgentarea transmiterii către Consiliul
Concurenței și MECMA , în conformitate cu art.11 lit.o) din Legea energiei electrice nr.13/2007 , a
concluziilor formulate cu privire la aprobarea realizării “ coșului de energie electrică” destinat
exportului, fără însă ca propunerile făcute să se materializeze în informarea instituțiilor
menționate anterior .
 Din raportările efectuate de SC Electrica SA către ANRE, s -a constatat efectuarea de
tranzacții de energie electrică către filialele proprii (filiale care furnizează energie electrică
consumatorilor finali) , la un preț mult mai mare decâ t cel practicat în relația cu SC Rudnap SRL,
respectiv:

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 81 din 129 – în perioada septembrie – decembrie 2010 , la prețul de 169,23 le i/MWh , cu circa 9% mai
mare decât prețul de 154,52 lei/MWh, aferent tranzacției cu SC Rudnap SRL;
– în perioada ianuarie – decembrie 2011, la prețul de 182,31 lei/MWh , cu circa 5% mai
mare decât prețul de 172,68 lei/MWh, aferent tranzacției cu SC Rudnap SR L.
Astfel , se remarcă diferența de tratament apl icată de că tre SC Electrica SA filialelor sale
de furnizare (Muntenia Nord, Transilvania Nord și Transilvania Sud) în sensul că, acestea au
cumpărat energie electrică mult mai scump decât furnizorul SC Rudnap SRL, în condițiile în care
acestea deservesc inclusiv populația .

5. Cantitatea de energie electrică vândută și prețul mediu de vânzare către clienții finali ai
furnizorilor de ultimă instanță, pentru consumul facturat la tarife reglementate , inclusiv ta rife
CPC
În anul 2010 , energia electrică furnizată celor 8.896.258 consumatori alimentați în regim
reglementat (consumatori necasnici – 573.369 și consumatori casnici – 8.322.889) a fost de
aproximativ 21.365 GWh , înregistrând astfel o scădere de cca 7% față de anul 2009 .
În anul 2011 , energia electrică furnizată celor 8.944.094 consumatori alimentați în regim
reglementat ( consumatori necasnici – 563.030 și consumatori casnici – 8.381.064) a fost de
aproximativ 20.268 GWh , înregistrând o scădere de cca 5% față de anul 2010 .
În anul 2012 , energia electrică furnizată celor 8.948.395 consumatori alimentați în regim
reglementat ( consumatori necasnici – 554.734 și consumatori casnici – 8.393.661) a fost de
aproximativ 20.779 GWh , înregistrând o creștere de apr oximativ 3% față de anul 2011 .
În anul 2013 , energia electrică furnizată celor 8.991.881 consumatori alimentați în regim
reglementat (consumatori necasnici – 501.190 și consumatori casnici – 8.490.691) a fost de
aproximativ 18.965 GWh , înregistrând o s căde re de circa 9% față de anul 2012 .
În anul 2014 , energia electrică furnizată celor 8.878.638 consumatori alimentați în regim
reglementat (consumatori necasnici – 321.988 și consumatori casnici – 8.556.650) a fost de
aproximativ 15.213 GWh , înregistrând o scădere de circa 20% față de anul 2013 .
Se observă o scădere a c antită ții de energie electrică vândută de furnizorii de ultimă
instanță pe piața reglementată , de la 21.365 MWh în anul 2010, la 15.213 MWh în anul 2014 , și o
creștere a prețurilor aferente , de la 389,35 lei/MWh în anul 2010, la 413,73 lei/MWh în anul 2014,
ca urmare a diminuării cantității de energie electrică furnizat ă consumatorilor finali (alții decât cei
casnici), fapt datorat eliminării totale a tarifelor reglementate pentru această catego rie de
consumatori.
Evoluția prețurilor medii de vânzare realizate în perioada 2010 -2014 , aferente cantităților
de energie electrică vândute clienților (casnic și non -casnic) cu regi m reglementat (inclusiv CPC
începând cu luna septembrie 2012):

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 82 din 129 Raporta t la prețul mediu de vânzare p e piața reglementată, practicat de cei 5 furnizori de
ultim ă instanță în anul 2014, situația se prezintă astfel:
– pentru consumul clienților casnici – prețul mediu de vânzare a fost de 412,05 lei/ MWh ,
în timp ce Enel Energi e Muntenia SA a avut cel mai mic preț mediu de vânzare ( 402,16 lei/
MWh ), E.ON Energie România SA a avut cel mai mare preț mediu de vânzare ( 421,77 lei/
MWh ).
– pentru consumul clienților non -casnici – prețul mediu de vânzare a fost de 419,15 lei/
MWh , în timp ce Enel Energie Muntenia SA a avut cel mai mic preț mediu de vânzare ( 395,51
lei/ MWh ), E.ON Energie România SA a avut cel mai mare preț mediu de vânzare ( 509,70 lei/
MWh ).

6. Consumurile medii lunare de energie electrică realizate de diverse cate gorii de clienți
 Din analiza consumului mediu lunar de energie electrică înregistrat în anul 2014, pe
categorii de clienți, s -a remarc at faptul că:
– cel mai mare consum mediu lunar (223,76 KWh/client/lună ) a fost înregistrat la finele
anului 2014 de căt re consumatorii alimentați de furnizo rul SC ENEL Energie Muntenia SA ;
– cel mai mic consum mediu lunar (110,21 KWh/client/lună ) a fost înregistrat la finele anului
2014 de către consumatorii alimentați de furnizorul SC CEZ Vânzare SA

Eficiența activități i furnizorilor de ultimă instanță
Prin compararea nivelului costurilor totale (cu achiziția energiei electrice pentru acoperirea
consumului clienților finali, a costurilor cu serviciile de transport, sistem, administrare piață,
distribuție și furnizare) cu cel al veniturilor obținute din prestarea serviciului de furnizare a
energiei electrice s-a analizat eficiența economică a activității FUI .
În perioada 2010 -2014 , evoluția prețurilor medii de vânzare și a costurilor totale de
achiziție înregistrate de furnizorii de ultimă instanță , sunt prezentate tabelar astfel:
Indicator
(lei/MWh) 2010 % 2011 % 2012 % 2013 % 2014 %
1.Preț mediu de
vânzare 383,95 381,64 392,79 424,91 413,73
2.Cost mediu total ,
din care: 388,37 100,00% 384,94 100,00% 398 100,00% 418,11 100,00% 409,73 100,00%
2.1Preț mediu
achiziție netă 169,19 43,56% 164,31 42,68% 168,06 42,23% 183,64 43,92% 160,98 39,29%
2.2.Cost mediu
servicii , din care: 219,18 56,44% 220,63 57,32% 229,94 57,77% 234,47 56,08% 248,75 60,71%
2.2.1. Costuri
serviciu transport 16,92 4,36% 18,76 4,87% 18,35 4,61% 11,98 2,87% 12,53 3,06%
2.2.2. Costuri
serviciu sistem 20,68 5,32% 13,08 3,40% 10,12 2,54% 11,88 2,84% 14,49 3,54%
2.2.3. Costuri
administrare piață 0,30 0,08% 0,3 0,08% 0,3 0,08% 0,37 0,09% 0,09 0,02%
2.2.4. Costuri
serviciu distribuție 157,35 40,52% 162,9 42,32% 168,61 42,36% 185,18 44,29% 190,53 46,50%
2.2.5. Costuri
serviciu furnizare 24,00 6,18% 25,38 6,59% 32,58 8,19% 25,07 6,00% 31,11 7,59%
3.Profit / pierdere
(3=1 -2) -4,42 -3,30 -5,21 6,80 4,00
 Din analiza informațiilor prezentate anterior, se remarcă faptul că, în prețul mediu
unitar de vânzare către consumatorul final, la nivel de țară, ponder ea o deține, costul mediu

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 83 din 129 unitar pentru serviciul de distribuție care variază între 40,52 % în anul 2010 și 46,5% în anul 2014 ,
urmată de costul cu achiziția de energie care variază între 43,56% în anul 2010 și 39,29% în anul
2014 .
Pe fur nizori de ultimă instanță , evoluția prețului mediu de vânzare către consumatorul final
a prețurilor de achiziție la e nergie și a costurilor medii unitare (lei/MWh) aferente consumului total
la tarife reglementate și CPC (începând cu septembrie 2012) , determinate pentru vânzarea la clienții
finali din piața reglementată, sunt prezentate în tabelul următor:
Indicator (lei/ MWh) CEZ Vânzare E.ON Energie
România Electrica Furnizare ENEL Energie Enel Energie
Muntenia
ANUL 2010
Preț mediu de vânzare 397,34 381,07 380,39 393,48 375,08
Cost mediu unitar total 389,15 372,10 397,04 384,25 385,91
Profit / pierdere 8,19 8,97 -16,65 9,23 -10,83
ANUL 2011
Preț mediu de vânzare 397,34 375,39 378,91 390,47 374,79
Cost mediu unitar total 381,92 397,45 388,54 385,34 371,11
Profit / pierdere 15,42 -22,06 -9,63 5,13 3,68
ANUL 2012
Preț mediu de vânzare 404,34 389,80 389,57 401,73 385,17
Cost mediu unitar total 403,37 390,91 390,67 391,78 376,22
Profit / pierdere 0,97 -1,11 -1,10 9,95 8,95
ANUL 2013
Preț mediu de vânzare 431,05 427,26 422,73 429,52 419,14
Cost mediu unitar total 413,32 420,26 429,19 411,96 405,03
Profit / pierdere 17,73 7,00 -6,46 17,56 14,11
ANUL 2014
Preț mediu de vânzare 420,92 431,66 412,92 415,69 399,88
Cost mediu unitar total 432,40 429,03 397,97 420,41 398,94
Profit / pierdere -11,48 2,63 14,95 -4,72 0,94
În perioada auditată , Enel Energie Muntenia SA a avut cel mai mic preț mediu de vânzare
(de la 375,08 lei/ MWh în anul 2010, la 399,88 lei/ MWh în anul 2014 ), iar CEZ Vânzare SA
(exceptând anul 2014) a avut cel mai mare preț mediu de vânzare (de la 397,34 lei/ MWh în anul
2010, la 431,05 lei/ MWh în anul 2013 ).
Diferențele existente între prețurile medii de vânzare practicate de cei cinci FUI sunt date
în principal de structura vânzării pe niveluri de tensiune, pe tipuri de tarife, de nivelul tarifului CPC
aplicat de fiecare FU I, în cazul clienților noncasnici și casnici.
 Se remarcă de asemenea faptul că, rezultatele financiare raportate de furnizorii de
ultimă instanță înregistrează variații semnificative, de la un furnizor la altul și de la un an la altul.
Spre exemplificare , dacă pentru anul 2010 CEZ Vânzare SA a raportat un câștig de cca. 8
lei/MWh , Electrica Furnizare SA a raportat o pierdere de cca. 16 lei/MWh, pentru ca la sfârșitul
anului 2014 CEZ Vânzare SA să raporteze o pierdere de cca. 11 lei/MWh , iar Electrica Furn izare
SA să raporteze un profit de cca. 15 lei/MWh .
Evoluția rezultatului financiar pe piața reglementată raportat de un operator economic
care prestează servicii de furnizor de ultimă instanță este strict dependentă de modul de alocare a
costurilor real izate pentru desfășur area activității de furnizare (î ntre activitatea reglementată și cea
concurențială).

5.2.2. Piața concurențială cu amănuntul de energie e lectrică
Pe piața concurențială cu amănuntul , clientul final își alege furnizorul și încheie cu a cesta
contractul de furnizare a energiei electrice, cu clauze convenite între părți, cu respectarea
reglementărilor în vigoare, la prețuri negociate sau stabilite prin oferte -tip, conform Regulamentului
de furnizare a energiei electrice la consumatori , aprobat prin Hotărârea Guvernului nr. 1007/2004 .

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 84 din 129  În perioada auditată, numărul furnizorilor de energie care au derulat activități pe
piața concurențială cu amănuntul a crescut de peste 1,7 ori , respectiv de la 48 de participanți în
anul 2010, la 82 de part icipanți în anul 2014, iar cantitatea livrată de aceștia a crescut de la 22.075
GWh în anul 2010 , la 29.235 GWh în anul 2014 .
 În ceea ce privește numărul consumatorilor din piața concurențială cu amănuntul se
remarcă faptul că , numărul acestora a crescut în anul 2014 de 4 ori față de anul 2013, de la 19.214
consumatori , la 84.933 consumatori , fapt datorat eliminării tarifelor reglementate în proporție de
100% a pentru clienții non -casnici începâ nd cu data de 01 ianuarie 2014.
5.3 Monitorizarea tranzacțiil or cu energie electrică și a pieței de energie pe
ansamblul ei
Performanțele pieței de energie nu mai sunt percepute ca un simplu produs al eficienței
agenților economici la nivelul ofertei, chiar dacă aceasta este esențială pentru obținerea unor rezultat e
pozitive privind consumatorii. Pentru o politică eficientă în domeniul concurenței și al
reglementării cadrului legislativ este necesară existența unor piețe productive și performante.
Productivitatea și capacitatea pieței de a răspunde așteptărilor con sumatorilor sunt
factori cheie în ceea ce privește competitivitatea și bunăstarea cetățenilor. În acest context, piața de
energie necesită participanți responsabili , capabili de a alege în cunoștință de cauză cele mai
eficiente metode de tranzacționare pen tru satisfacerea nevoilor consumatorilor.
O piață a ener giei a i cărei participanți sunt dezorientați, neinformați, nu au acces sau di spun
de oferte limitate, va fi mai puțin competitivă și va cauza mai multe prejudicii consumatorilor, în
detrimentul efici enței economiei în ansamblu.
Acordarea unei atenții sporite monitorizării pieței de energie și implicit as upra tuturor
componentelor sale conduce indubitabil la creșterea eficienței funcționării pieței, atât prin realizarea
unei monitorizări ex -ante, cu rol de prevenție , cât și a unei monitorizări ex -post, cu rolul de a
corecta eventualele inadvertențe înregistrate și de a semnala punctele slabe în funcționarea întregului
lanț producție – transport – distribuție – furnizare – consum.
 În acest context, în ceea ce privește monitorizarea pieței de energie , se constată
următoarele aspecte :
 lipsa unui cadru legal care să prevadă obligativitatea monitorizării de către
ANRE/OPCOM SA a tranzacțiilor cu energie electrică încheiate anterior derulării efective a
acestora , prin care operatorii să raporteze contractele de energie încheiate, în scopul eliminării fie a
tranzacțiilor încheiate în afara cadrului de reglementare, fie a tranzacțiilor netransparente și
neconcurențiale, etc .;
Fără efectuarea unei monitor izări anterioare derulării tranzacțiilor încheiate de
participanții la piață, în urma raportărilor efectuate de aceștia (ulterior realizării tranzacțiilor ),
ANRE a constatat în anul 2011 existența unor tranzacții efectuate pe platforme de brokeraj , altele
decât piețele organizate de OPCOM SA .
În Rapoartele anu ale publicate de ANRE sunt prezentate doar cantitățile de energie electrică
tranzacționate pe astfel de platforme de brokeraj (16.020 GWh în anul 2012, reprezentând 15,8% din
cantitatea total tranzacț ionată; 5.466 GWh în anul 2013, reprezentând 6,9% din cantitatea total
tranzacționată), fără a fi cunoscută cantitatea de energie tranzacționată pe astfel de platforme în
perioada 2010 -2011.
 lipsa unor reglementari emise de către ANRE, în vederea punerii î n aplicare a art. 21
(7) din Legea nr. 123/2012, prin care, deși a fost instituită obligația participanților la piața de

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 85 din 129 energie de a transmite OPCOM SA , informații privind cantitățile de energie electrică tranzacționate,
nu a fost emisă o reglementare în acest sens.
Fără emiterea unor astfel de reglementări , precum și fără existența unui cadru
sancționatoriu eficient pentru penalizarea nerespectării cadrului legal , participanții la piață nu
au transmis către OPCOM SA informații cu privire la cantitățil e de energie tranzacționate.
O altă latură importantă a monitorizării pieței de energie constă în modul în care informațiile
rezultate din analiza funcționării acesteia sunt transmise către destinatarii finali, fie ei factori politici
de decizie sau cons umatori.
În acest context, prin Legea nr. 160/2012 s-a prevăzut elaborarea de către ANRE a unor
rapoarte anuale (publicate pe site -ul propriu al ANRE ) și care sa fie prezentate : Parlamentului,
Guvernului, Președintelui României, ACER, Consiliului Concurenț ei.
 Din analiza modului în care a fost efectuată monitorizarea pieței de energie s-a evidențiat
lipsa monitorizării tuturor activităților derulate care influențează piața de energie, respectiv în
Rapoartele anual e nu au fost cuprinse informații le prevăz ute de Legea nr. 160/2012, referitoare :
la nivelul de siguranță în funcționare a rețelelor electrice, planificarea punerii în funcțiune de noi
capacități de producție, precum și starea tehnică și nivelul de mentenanță a rețelelor electrice.

5.4. Adaptare a cadrului de reglementare în conformitate cu prevederile Legii nr.
123/2012 a energiei electrice și a gazelor naturale
În condițiile schimbărilor produse de intrarea în vigoare a Legii 123/2012 , a fost necesară
adaptarea legislației secundare, astfel înc ât să permită transpunerea noului cadru de reglementare
instituit de noile prevederi legale.
În acest sens, prin Legea nr. 123/2012 a fost stabilit un termen de 6 luni în care ANRE
trebuia să adapteze cadrul de reglementare în concordanță cu prevederile l egii.
 Analiza modului în care a fost efectuată adaptarea cadr ului de reglementare a scos în
evidență faptul că , deși în perioada 2013 -2014 ANRE a emis 140 de Ordine și 382 Decizii aferente
sectorului energiei electrice și eficienței energetice, în unele cazuri , emiterea acestora s -a efectuat cu
întârziere față de termenul impus de Legea 123/2012, exemplificând în acest sens următoarele:
– reglementarea modului de încheiere a contractelor de procesare, prevăzută la art. 3 pct. 19
din Legea nr. 123/2012 , a fost transpusă prin Ordinul ANRE 78/2012 , care a intrat în vigoare la
01.01.2015 (cu o întârziere de aproximativ 23 de luni);
– reglementarea procedurii de acordare, modificare, suspendare și retragere a autorizațiilor și
licențelor , prevăzută la art. 9 a lin. 4 din Legea nr. 123/2012 , a fost transpusă prin Ordinul ANRE
nr. 11/2013 (care a intrat în vigoare la 21.03.2013 ), Ordinul ANRE nr. 48/2013 (care a intrat în
vigoare la 22.07.2013) și Ordinul ANRE nr. 80/2013 (care a intrat în vigoare la 15.11.2013 );
– reglementările privind impunerea furnizorilor de ultimă instanță de a achiziționa energie prin
proceduri transparente de pe piața concurențială, prevăzute la art. 22 alin. 2 din Legea nr. 123/2012 ,
au fost transpuse prin Ordinul ANRE nr. 65/2014 , care a intrat în vigoare la 30.07.2014 (cu o
întârziere de aproximativ 23 de luni) și prin Decizia ANRE nr. 2667/2014, care a intrat în vigoare la
24.10.2014 ;
– reglementările privind suspendarea funcționării pieței concurențiale, precum și cele privind
măsurile de siguranță în cazul unor situații de criză pe piața de energie, prevăzute la art. 9 alin. 4 și
art. 24 din Legea nr. 123/2012 , au fost transpus e prin Ordinul ANRE nr. 142/2014 , care a intrat în
vigoare la 09.12.2014 (cu o întârziere de aproximativ 27 de luni) ;
– reglementările privind facilitățile acordate clienților vulnerabili, prevăzute la art. 64 din
Legea nr. 123/2012 au fost transpuse prin Ordinul ANRE 64/2014 , care a intrat în vigoare la

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 86 din 129 23.07.2014 (cu o întârziere de aproximativ 18 luni);
– reglementările privind mecanismul de corelare a prețului orar de ofertă pe piața de
echilibrare cu prețul de închidere a PZU, prevăzute la art. 75 din Legea nr. 123/2012 , au fost
transpusă prin Ordinul ANRE 60/2013 , care a intrat în vigoare la 20.08.2013 (cu o întârziere de
aproximativ 6 luni);
– aprobarea Regulamentului de furnizare a energiei electrice , prevăzută la art. 96 din Legea
nr. 123/2012 a fost efectuată prin Ordinul ANRE 64/2014 , care a intrat în vigoare la 23.07.2014 (cu
o întârz iere de aproximati v 22 de luni) .
Cauze le principale care au generat aceste întârzi eri pot fi, pe de o parte , lipsa de personal
din cadrul Direcției Juridice – Serviciul Legislație din cadrul ANRE, iar pe de altă parte , lipsa de
implicare a direcțiilor de specialitate din ca drul ANRE.
 O altă probl emă de o importanță deosebită o reprezintă faptul că , până la finalizarea
misiunii de audit nu a fost elaborat Plan ul național de acțiune în cazuri de sărăcie energetică,
document prin care , în conformitate cu art. 6 lit. r din Legea nr. 123/2012 , trebuiau definite
situațiile critice și clienții care nu pot fi deconectați în astfel de situații, pe baza unei proceduri
specifice , aprobate prin hotărâre a Guvernului, la propunerea ANRE.
Atribuții în elaborarea acestui Plan reveneau a tât Ministerului Economiei, Comerțului și
Mediului de Afaceri ( ulterior această atribuție fiind preluată de Ministerul Energiei,
Întreprinderilor Mici și Mijlocii și Mediului de Afaceri ), cât și Ministerului Muncii, Familiei și
Protecției Sociale ( ulterior , Ministerul Muncii, Familiei, Protecției Sociale și Persoanelor
Vârstnice ).
Sărăcia energetică a consumatorului casnic poate fi definită ca fiind dificultatea sau
incapacitatea de a dispune de servicii energetice esențiale la un preț rezonabil. Având în vedere
multiplele dificultăți pe care le întâmpină persoanele cu venituri reduse, este necesar să se stabilească
măsuri de eficientizare a consumului de energie la consumatori, măsuri pentru reducerea prețului
energiei la consumatorii finali și sprijinul fi nanciar al clienților vulnerabili.
În acest context, cazurile de sărăcie energetică sunt determinate de trei factori principali:
nivelul scăzut al veniturilor , consumul ( eficiența) de energie și prețul energiei .
În România, cauzele care conduc la apariția sărăciei energetice pot fi considerate, pe de o
parte , pierderile energetice ridicate, completat e de ineficiența investițională și ineficacitatea
exploatării resurselor și a echipamentelor energetice, iar pe de altă parte , veniturile scăzute ale
consumator ilor și prețul energiei.
Conform Comitetului Economic și Social European (CESE – organ consultativ al UE
înființat în 1957), grupurile sociale cele mai vulnerabile sunt cele cu veniturile cele mai scăzute, cum
ar fi persoanele cu vârste de peste 65 de ani, familiile monoparentale, persoanele aflate în șomaj sau
persoanele care beneficiază de alocații sociale. Mai mult, în majoritatea cazurilor, persoanele cu
niveluri scăzute de venit locuiesc în imobile în care eficiența energetică este scăzută, ceea ce nu face
decât să agraveze situația de sărăcie energetică cu care se confruntă această categorie.

6. Prețurile și tarifele aplicate pentru energia electrică destinată
consumatorilor
Nivelul prețurilor reprezintă o preocupare majoră pentru consumato ri, remarcâ ndu-se prin
urmare importanța monitorizării prețurilor și modul în care acestea evoluează.
Prețurile suportate de consumatorii de energie electrică (populație, instituții, agenți
economici) depind, pe de o parte , de raportul dintre cerere și ofertă, care trebuie să satisfacă
indubitabil principiul promovării unei concurențe deschise și echitabile între participanții la piață, în

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 87 din 129 beneficiul consumatorilor finali de energie , iar pe de altă parte, de nivelul tarifelor percepute de
producătorii de energie și operatorii de rețea (transport și distribuție), și nu în ultimul rând de
nivelul taxelor /contribuțiilor introduse în factura consumatorului.

6.1. Evoluția nivelului prețurilor/tarifelor pentru energia electrică livrată
clienților finali de furnizorii de ultimă instanță
În accepțiunea cadrului legal instituit de Legea nr. 123/2012 :
– clientul final este definit ca fiind orice persoană fizică sau juridică ce cumpără energie
electrică pentru consum propriu , această noțiune fiind echivalentă cu cea de consum ator;
– client casnic – este definit ca fiind clientul care cumpără energie electrică pentru propriul
consum casnic, excluzând consumul pentru activități comerciale sau profesionale .
– client noncasnic – este definit ca fiind orice persoană fizică sau ju ridică ce cumpără
energie electrică ce nu este pentru propriul consum casnic , această categorie include și producători
de energie electrică, operatori de rețea și clienți angro;
– clientul eligibil este definit ca fiind clientul care este liber să își alea gă furnizorul de
energie electrică de la care cumpără energie electrică.
În perioada auditată, pentru energia electrică livrată de furnizorii de ultimă instanță
clienților finali, ANRE a aprobat nivelul tarifelor reglementate în baza Metodologiilor aprobat e
prin: Ordinul ANRE nr. 133/2008 (pentru perioada 29.12.2008 – 31.08.2012 ), Ordinul ANRE nr.
30/2012 (pentru perioada 01.09.2012 – 27.11.2013 ) și Ordinul ANRE nr. 82/ 2013 (pentru perioada
28.11.2013 – 24.06.2015 ).
În baza acestor Metodologii, în perioada a uditată, ANRE a stabilit tarifele reglementate de
energie electrică aplicate de FUI atât pentru clienții casnici (alții decât cei eligibili), cât și pentru
consumatorii finali alții decât cei casnici.
Conform Metodologiei aprobat e prin Ordinul președintelu i ANRE nr. 82/2013 , în tarifele
aplicate consumatorilor sunt recunoscute următoarele costuri ale furnizorului de ultimă
instanță , acceptate de ANRE ca fiind justificate, respectiv :
“a)costuri cu achiziția energiei electrice ;
b) costuri aferente serviciul ui de transport al energiei electrice;
c) costuri aferente serviciilor de sistem tehnologice și funcționale;
d) costuri aferente serviciului prestat de operatorul pieței centralizate de energie electrică
participanților la piețele centralizate de energie electrică administrate de acesta;
e) costuri aferente serviciului de distribuție a energiei electrice;
f) costuri aferente activității de furnizare a energiei electrice pentru clienții finali care nu au
uzat de dreptul de eligibilitate ;
g) costuri ocaz ionate de forță majoră (dacă este cazul)”.

6.1.1. Evoluția tarifului mediu reglementat la energie electrică livrată consumatorilor
casnici de furnizorii de ultimă instanță
 În perioada 2010 -2014, nivelul tarifelor reglementate aplicate pentru energia electrică
livrată consumatorilor casnici de furnizorii de ultimă instanță , stabilit de ANRE, s-a situat între
359,00 lei/MWh și 400,15 lei/MWh, înregistrând inițial o creștere de 11,4 % în perioada 2010 –
2013, în valoare absolută cu 41,15 lei/MWh, urmată d e o reducere cu 2% în perioada 2013 –
2014,

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 88 din 129 în valoare absolută cu 8,18 lei/MWh , astfel:
Denumire
indicator Ordin ANRE
102/2009
(01.01.2010 –
30.06.2012) Ordin ANRE
25/2012
(01.07.2012 –
31.12.2012) Ordin ANRE
53/2012
(01.01.2013 –
30.06.2013) Ordin ANRE
40/2013
(01.07.2013 –
30.06.2014) Ordin ANRE 7/2014
(01.07 -31.12.2014)
Valoare
(lei/MWh) Procent din
tarif
reglementat
mediu (%) Valoare
(lei/MWh) Procent din
tarif
reglementat
mediu (%) Valoare
(lei/MWh) Procent din
tarif
reglementat
mediu (%) Valoare
(lei/MWh ) Procent din
tarif
reglementat
mediu (%) Valoare
(lei/MWh) Procent din
tarif
reglementat
mediu (%)
Tarif reglementat
mediu, din care: 359,00 100% 377,50 100,00% 400,15 100,00% 394,94 100,00% 391,97 100%
Cost achizi ție
energie electrica
pentru consumator 157,70 43,93% 140,50 37,22% 156,00 38,99% 152,65 38,65% 137,60 35,10%
Cost serviciu
transport 16,50 4,60% 18,78 4,97% 21,16 5,29% 21,16 5,36% 22,91 5,84%
Cost serviciu
sistem 20,70 5,77% 10,21 2,70% 10,91 2,73% 10,91 2,76% 13,96 3,56%
Cost serviciu
decontare
piață/operator pia ță 0,30 0,08% 0,30 0,08% 0,37 0,09% 0,37 0,09% 0,1 0,03%
Cost serviciu
distribu ție 141,30 39,36% 157,78 41,80% 200,46 50,10% 201,07 50,91% 199,00 50,77%
Cost serviciu
furnizare 22,50* 6,27% 49,93* 13,22% 11,25** 2,81% 8,78** 2,22% 18,40*** 4,69%
*- costurile de furnizare includ profitul reglementat și costul cu certificatele verzi;** – costurile cu furnizarea includ și profitul reglementat;*** – costul
de furnizare include profitul reglementat și corecțiile de regularizare extra -profit/pierdere din anul 2013 și sem. I 2014.
 Se remarcă faptul că, în perioada 2010 -2014:
– în componența tarifului mediu reglementat pentru energia electrică livrată de furnizorii
de ultimă instanță consumatorilor casnici, ponderea o dețin e tariful afere nt serviciului de
distribuție (39,36% – 50,77%), urmată de : costurile de achiziție a energiei electrice (43,93% –
35,10%), costurile aferente tarifului de transport (4,60% – 5,84%) și de costurile aferente
serviciului de furnizare (6,27% – 4,69%);
– evoluția tarifului mediu reglementat a fost influențat în principal de creșterea în evoluție a
tarifului mediu aferent serviciului de distribuție , de la 141,30 lei/MWh în anul 201 0 la 199
lei/MWh în anul 2014, respectiv cu 41%, și a tarifului mediu aferent ser viciului de transport ,
de la 16,50 lei/MWh în anul 2010 la 22,91 lei/MWh în anul 2014, respectiv cu 38,8%, în
condițiile în care, costul de achiziție al energiei electrice de la producători a scăzut de la 157,7
lei/MWh în anul 2010 , la 137,6 lei/MWh, resp ectiv cu 12,7%.
Grafic, nivelul tarifului mediu reglementat pentru energia electrică livrată de furnizori de
ultimă instanță consumatorilor casnici , se prezintă astfel:

35,10%
5,84%
3,56%50,77%4,69%0,03%Structura elementelor de cost din cadrul tarifului mediu reglementat, pentru
consumatorii casnici, în perioada 01.07 -31.12.2014
Cost achiziție energie – 137,6 lei/MWh
Cost serviciu transport – 22,91 lei/MWh
Cost serviciu sistem – 13,96 lei/MWh
Cost serviciu distribuție – 199 lei/MWh
Cost furnizare – 18,40 lei/MWh
Cost serviciu piață – 0,1 lei/MWhTarif mediu –
391,97 lei/MWh

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 89 din 129  Comparativ cu tarifele practicate la nivel european, consumatorii cas nici români
beneficiază de unele dintre cele mai scăzute tarife la energie electrică, respectiv de 13,34
eurocenți/kWh (inclusiv taxe), cu 36% sub media înregistrată la nivel european de 18,16
eurocenți/kWh , astfel:

Sursa: HEPI – Energie -Control Austria, MEKH and VaasaETT Ltd.
În ceea ce privește raportarea tarifului energiei electrice la puterea de cumpărare a
consumatorilor (purchaising power standards – PPS – paritatea puterii de cumpărare) ,
România ocupă unul dintre primele locuri la n ivel european, cu un nivel de 26,78 PPS/kWh cu
32% peste media europeană de 20,27 PPS/kWh, remarcându -se nivelul scăzut al puterii de
cumpărate al consumatorilor români , astfel:

Sursa: HEPI – Energie -Control Austria, MEKH and VaasaETT Ltd.
În ceea ce pri vește nivelul PIB- ului per capita în anul 2014 (valoarea Produsului intern brut
pe cap de locuitor exprimat în paritatea puterii de cumpărare standard PPS), România s -a situat la
54% din media Uniunii Europene, și ocupă penultimul loc în UE, în aintea Bulg ariei, unde valoarea
acestui indicator a fost de 45% din media UE. Cea mai prosperă țară membră a blocului comunitar a
fost Luxemburg, unde PIB/ locuitor exprimat în PPS a fost de peste 2 ori mai mare (263%) față de
media UE;
În ceea ce privește nivelul sal ariului minim înregistrat în semestrul I 2015 , și în acest caz
România s -a situat pe penultimul loc în UE cu un salariu minim de 217,5 euro/lună, înaintea
Bulgariei (184,07 Euro/lună), în condițiile în care la nivelul UE, salariul minim înregistrat în
Luxe mburg a fost de 1.922,96 euro/lună, în Belgia și Olanda a fost de 1.501 euro/lună, iar în
Germania de 1.473 euro/lună. Mai mult, în România, din numărul de 5.204.410 salariați activi la
01.01.2015, 1.050.610 salariați (20,18% din numărul total de salariați ) încasau lunar salariul minim
pe economie de 900 lei/lună.

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 90 din 129 Totodată, î n România, numărul mediu de pensionari a fost în trimestru I 2015 de 5.332 mii
persoane , din care 49,71% aveau pensii sub 800 de lei/lună , pensia medie fiind de 886 lei/lună .
Un alt as pect deosebit de important îl reprezintă situația persoanelor care beneficiază de pensia
socială minimă (400 lei) , acordată în baza Ordonanței de Urgență a Guvernului nr. 6/2009 ,
numărul acestora fiind de 558 mii persoane în trimestrul I 2015 , cu 63 mii pe rsoane mai mare decât
în trimestrul IV 2014.
 Acești factori influențează în mod direct puterea de cumpărare a consumatorilor români și
trebuiesc avuți în vedere de către ANRE la stabilirea tarifelor și prețurilor la energie electrică.

6.1.2. Evoluția tarifului mediu reglementat la energie electrică livrată
consumatorilor finali, alții de cât cei casnici, de furnizorii de ultimă instanță
 În perioada 2010 -2013, nivelul tarifelor reglementate aprobate de ANRE , pentru
energia electrică livrată consumat orilor finali, alții de cât cei casnici , de către furnizorii de ultimă
instanță a avut o evoluție ascendentă, înregistrând o creștere de la 348,3 lei/MWh în perioada
2010 -2012, la 382,38 lei/MWh în anul 2013, respectiv cu 9,7 %, astfel:
Denumire
indicator Ordin ANRE 103/2009
(01.01.2010 -30.06.2012) Ordin ANRE 26/2012
(01.07.2012 -31.12.2012) Ordin ANRE 54/2012
(01.01.2013 -30.06.2013) Ordin ANRE 41/2013
(01.07.2013 -31.12.2013) ***
Valoare
(lei/MWh) Procent din
tarif
reglementat
mediu (%) V
aloare
(lei/MWh) Procent din
tarif
reglementat
mediu (%) Valoare
(lei/MWh) Procent din
tarif
reglementat
mediu (%) Valoare
(lei/MWh) Procent din tarif
reglementat mediu
(%)
Tarif reglementat
mediu, din care: 348,30 100,00% 365,70 100,00% 387,42 100,00% 382,38 100,00%
Cost a chizi ție
energie electrica
pentru consumatori 158,60 45,54% 142,14 38,86% 156,00 40,27% 149,16 39,01%
Cost serviciu
transport 16,50 4,74% 18,69 5,11% 21,16 5,46% 21,16 5,53%
Cost serviciu sistem 20,30 5,83% 10,21 2,79% 10,91 2,82% 10,91 2,85%
Cost servi ciu
decontare
piață/operator pia ță 0,30 0,09% 0,30 0,08% 0,37 0,10% 0,37 0,10%
Cost serviciu
distribu ție 145,30 41,72% 147,32 40,28% 165,38 42,69% 154,57 40,42%
Cost serviciu
furnizare 7,30* 2,10% 47,04* 12,88% 33,6** 8,67% 46,21** 12,08%
* – costurile de furnizare includ profitul reglementat și costul cu certificatele verzi;** – costurile cu furnizarea includ și profitul reglementat;
*** – începând cu 01.01.2014 , tarifele reglementate pentru această categorie de consumatori au fost eliminate
 Se remarc ă faptul că, î n perioada 2010 -2013:
– în tariful mediu reglementat pentru energia electrică livrată de furnizorii de ultimă instanță
consumatorilor finali, alții decât cei casnici, ponderea o deține tariful aferent serviciului de
distribuție (41,72% – 40,42%), urmată de : costurile de achiziție a energiei electrice (45,54% –
39,01%), costurile aferente tarifului de transport (4,74% – 5,53%) și de costurile aferente
serviciului de furnizare (2,10% – 12,08%);
– evoluția tarifului mediu reglementat a fost in fluențat în principal de creșterea în evoluție a
tarifului mediu aferent serviciului de distribuție , de la 145,30 lei/MWh în anul 2010 , la 154,57
lei/MWh în anul 2013, respectiv cu 6,2%, și a tarifului mediu aferent serviciului de transport ,
de la 16,50 l ei/MWh în anul 2010 , la 21,16 lei/MWh în anul 2013, respectiv cu 28,2%, în
condițiile în care , costul de achiziție al energiei electrice de la producători a scăzut , de la 158,6
lei/MWh , în anul 2010 , la 149,6 lei/MWh, respectiv cu 5,6%.
Grafic, nivelul tarifului mediu reglementat pentru energia electrică livrată de furnizori de

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 91 din 129 ultimă instanță consumatorilor finali, alții decât cei casnici , se prezintă astfel:

 În concluzie, creșterea tarifelor reglementate, aproba te de ANRE, la ener gia electrică
livrată atât consumatorilor casnici cât și consumatorilor finali, a fost determinată în principal de
creșterea tarifelor aferente serviciului de distribuție, care a deținut ponderea, respectiv de 39,6%-
50,77% în tarifele aprobate pentru cons umatorii casnici și de 41,72 %-40,42% în tarifele aprobate
pentru consumatorii finali, alții decât cei casnici .

6.1.3. Structura prețului mediu de vânzare final a energiei electrice la consumatorii
finali (inclusiv taxe)

În ceea ce privește structura pre țului mediu de vânzare al energiei electrice la
consumatorul final, în funcție de elementele ce compun aceste prețuri (inclusiv taxele), situația
se prezintă astfel :
-lei/MWh –
Indicator 2010 2011 2012 2013 2014 – sem. I
clienți
casnici clienti
noncasni ci clienți
casnici clienti
noncasnici clienți
casnici clienti
noncasnici clienți
casnici clienti
noncasnici clienți
casnici clienti
noncasnici
Preț mediu de vânzare
cu taxe (1+2) 438,1 396,88 462,4 407,15 482,42 475,43 581,31 534,42 584,11 482,63
1.Preț mediu de
vânzare, din care: 356,48 324,43 356,56 313,49 365,24 361,37 400,11 364,45 412,02 334,28
1.1.Preț mediu achiziție
și furnizare 144,34 203,41 143,7 208,52 151,41 238,35 167,37 230,1 176,59 191,69
1.2.Preț mediu rețea 212,14 121,02 212,85 104,97 213,83 123,02 232,74 134,35 235,43 142,59
2.Taxe (certificate
verzi, cogenerare,
acciza, TVA 81,62 72,45 105,84 93,66 117,19 114,07 181,2 169,97 172,09 148,35
Grafic, structura prețului mediu de vânzare a energiei electrice la consumatorul final în

39,01%
5,53%
2,85%40,42%12,08%0,10%Structura elementelor de cost din cadrul tarifului mediu reglementat, pentru
consumatorii finali, alții decât cei casnici, în perioada 01.07 -31.12.2013
Cost achiziție energie – 149,16 lei/MWh
Cost serviciu transport – 21,16 lei/MWh
Cost serviciu sistem – 10,91 lei/MWh
Cost serviciu distribuție – 154,57 lei/MWh
Cost furnizare – 46,21 lei/MWh
Cost serviciu piață – 0,37 lei/MWhTarif mediu –
382,38 lei/MWh

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 92 din 129 perioada 2010 -2014, se prezintă astfel:

 Se remarcă faptul că în semestru l I 2014, ponderea în prețul mediu de vânzare a
energiei electrice pentru consumatorii finali o reprezintă tariful de rețea (tariful pentru serviciul de
transport și distribuție) care în cazul clienților casnici reprezintă 40,24% , iar în cazul clienților
noncasnici reprezintă 29,54%.
Astfel, din prețul de vânzare a l energiei electrice la consumatorii casnici , costul energiei
electrice (respectiv prețul energiei electrice vândute de prod ucătorii de energie ) a fost de 152,65
lei/MWh și a reprez entat în semestru I 2014 doar 26,15% din prețul final al energiei de 584,11
lei/MWh, iar restul de aproximativ 73,85% a fost reprezentat de tarife pentru servicii (furnizare,
distribuție, transpor t, sistem, etc. – 44,4% %) și taxe/contribuții (29,45 %).
 Totodată, se remarcă creșterea prețurilor de vânzare a energiei electrice la
consumatorii finali, în perioada 2010 – 2014, respectiv:
– de la 438,1l ei/MWh la 584,1 lei/MWh, respectiv cu 146 lei/MWh (33,32%), în cazul
consumatorilor casnici;
– de la 396,88 lei/MWh la 482,63 lei/MWh, respectiv cu 85,75 lei/MWh (21,7%), în cazul
consumatorilor noncasnici,
această majorare datorându -se și creșterii nivelului taxelor/contribuțiilor ( certificate verzi,
cogenerare, acciza, TVA ) incluse în prețul de vânzare , elemente care au înregistrat creșteri în
această perioadă, în valoare absolută de la 81,62 lei/MWh , la 172,09 lei/MWh, respectiv cu
90,83 lei/MWh, de 2,1 ori în cazul consumatorilor casnici și de la 72,45 lei/MWh la 148,35
lei/MWh , respectiv cu 75,9 lei/MWh, de peste 2 ori în cazul consumatorilor noncasnici.
Nivelul crescut al taxelor și contribuțiilor incluse în prețul de vânzare a fost influențat în
mod direct de majorarea următoarelor elemente :
– introducerea, din anul 2011, a contribuției pentru cogenerarea de înaltă eficiență care a
fost inițial stabilită la valoarea de 12,09 lei/MWh – 13,46 lei/MWh , iar ulterior a crescut în anul
2013 până la valoarea medie de 23 lei/MWh, pentru ca , în semestru I 2014 să ajungă la valoarea de
18,95 lei/MWh;
– includerea în prețul de vânzare a energiei electrice a contravalorii certificatelor verzi,
element ce a înregistrat o creștere de peste 11,2 ori în perioada 2010 -2013 , de la 3,55 lei/MWh în
anul 2010 , la 40,04 lei/MWh în anul 2013 .

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 93 din 129  Suplimentar, față de taxele/contribuțiile menționate anterior (cogenerare și certificate
verzi), începând cu anul 2013, au fost introduse alte două taxe, în mod indirect, prin
intermediul tarifelor pentru serviciul de distribuție și transport a energiei electrice, respectiv:
 Impozitul pe monopolul natural din sectorul energiei electrice , instituit prin Ordonanța
de U rgență a Guvernului nr. 5/ 2013 , impozit ce este datorat de operatorii de transport și de
distribuție a energiei. Valo area acestui impozit a fost determinată prin aplicarea unei valori cuprinse
între 0,1 lei – 0,85 lei pentru fiecare MWh de energie transportat/distribuit prin rețelele
operatori lor. Nivelul impozitului stabilit pentru operatorii principali de distribuție a fost în anul 2013
de 27.988.276 lei și în anul 2014 de 30.406.070 lei, reprezen tând 0,57% – 0,64% din tariful
aferent serviciului de distribuție , iar la nivelul operatorului de transport a fost în anul 2013 de
8.077.793 lei și în anul 2014 de 8.335.314 le i, reprezentând 0,7% – 0,74% din tariful aferent
serviciului de transport.
 S-a remarcat faptul că , deși în Nota de fundamentare ce a stat la baza emiterii
Ordonanței de U rgență a Guvernului nr. 5/ 2013 , s-a precizat faptul că, companiile de distribuție
și transport au situații financiare solide și pot suporta i mpunerea unui astfel de impozit, totuși la
stabilirea tarifelor de către ANRE, nu s -a ținut seama de intenția legiuitorului, costurile
aferente acestui impozit fiind incluse în tarifele suportate de consumatorii finali.
 Impozitul pe construcții , instituit prin Ordonanța de Urg ență a Guvernului nr.
102/2013 , impozit ce este datorat și de operatorii economici din domeniul energiei, valoarea acestuia
fiind determinată prin aplicarea unei cote de 1,5% asupra valorii construcț iilor existente în
patrimoniul acestora la data de 31 decembrie a anului anterior . Nivelul impozitului stabilit în anul
2014 pentru operatorii de distribuție , a fost de 155.452.759 lei, reprezentând 3,26% din tariful
aferent serviciu lui de distribuție iar la nivelul operatorului de transport a fost de 15.424.752 lei,
reprezentând 1,36% din tariful aferent serviciului de transport.
 Creșterea prețurilor de vânzare a energiei ele ctrice la consumatorii finali, în
perioada 2010 – 2014, s -a datorat în mare măsură și creșterii în evoluție a tarifelor aferente
serviciului de distribuție și transport, tarife ce nu au fost determinate pe baza unor cheltuieli reale
ale operatoriilor economici .

 Metodologiile de stabilire a tarifelor pentru ser viciul de distribuție și transport a
energiei electrice , aprobate de ANRE prin Ordinul nr. 39/2007 (ulterior prin Ordinul nr.
72/2013) și Ordinul nr. 60/2007 (ulterior prin Ordinul nr. 53/2013) au fost emise în alte condiții
decât cele prevăzute la art. 76 (1) din Legea nr. 13/2007 a energiei electrice , și din Legea nr.
123/2012 a energiei electrice și a gazelor naturale , respectiv fără a fi stabilită o cotă de profit
a operatorilor economici.
Acest fapt a condus la obținerea, în anul 2013, de către operat orii principali de
distribuție a unor rate ale profitului (din activitatea de distribuție), care în majoritatea cazurilor
s-au situat între 15% – 25%. În cazul operatorului de transport, profitul brut obținut din
activitatea de transport a fost de 24,5% în anul 2013 și de 33,74% în anul 2014.
În unele cazuri, ANRE a limitat rata profitului brut la 2,5% (pentru furnizori,
conform Ordinului ANRE nr. 133/2008 și Ordinului ANRE nr. 30/2012) sau la 5% (pentru
operatorii de distribuție, alții decât cei principal i, conform Ordinului ANRE nr. 3/2007 și
Ordinului ANRE nr. 21/2013).

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 94 din 129

În unele cazuri, determinarea un or componente ale acestor tarife s -a efectuat fie prin
aplicarea unor coeficienți stabiliți de ANRE (ex: rata reglementată a rentabilității – 10%) asupra
nivelului activelor sau asupra costurilor de operare ale operatorului economic, fie prin determinarea
unor elemente de cost precum amortizarea activelor , în alte condiții decât legislația în vigoare,
respectiv prin aplicarea unui coeficient de inflație asupra amortizării.
 Un aspect deosebit de important ce trebuia avut în vedere de ANRE la stabilirea tar ifelor
se referă la înregistrarea unor cheltuieli de către operatorii economici (distribuitor, transportator,
furnizori), efectuate în condiții neconcurențiale și netransparente , respectiv cheltuieli efectuate în
baza unor contracte de achiziție încheiate cu părțile afiliate. Din verificările efectuate de Curtea
de Conturi la nivelul operatorilor economici au fost constatate cazuri în care , serviciile contractate
cu societăți din cadrul grupului s -au efectuat la prețuri superioare față de cele practicate d e alți
operatori pentru lucrări similare (Ex: CNTEE Transelectrica SA), iar î n alte cazuri (ex: SC Electrica
Furnizare SA) , aceste contracte au fost încheiate pentru achiziția de servicii (în domeniile : achiziții,
economic, juridic, resurse umane, comercia l, etc), precum și de consultanță de specialitate, în
condițiile în care, în cadrul entității, funcționau servicii/birouri cu personal de specialitate încadrat cu
atribuții corespunzătoare pentru desfășurarea activității, entitatea acceptând la plat ă astfel de servicii
fără a avea la bază documente care să certifice prestarea efectivă a acestora.
În ceea ce privește procedura de achiziție utilizată pentru contractarea de lucrări și servicii de
la entitățile afiliate , prevalându -se de legislația existentă, respectiv de prevederile OUG 34/2009, s-a
constatat faptul că , operatorii au încheiat co ntracte cu părțile afiliate fie prin achiziție directă ,
fie prin negociere fără publicarea prealabilă a unui anunț , fiind limitate cazurile în care s -a
recur s la proc eduri de achiziție concurențiale și transparente, respectiv licitație.

6.2 Componenta pe piața concurențială (CPC)
În factura consumatorilor finali de energie , pe lângă tariful reglementat este evidențiată și
Componenta pe piața concurențială (CPC) , repr ezentând tariful de energie electrică activă , aplicat
de furnizorii de ultimă instanță .
Tariful CPC este propus de fiecare furnizor de ultima instanță(FUI) , fiind calculat pe
baza achiziției energiei electrice exclusiv din piața concurențială centralizată , precu m și a costurilor
cu serviciile asociate energiei electric e furnizate la clienții proprii.
Cantitatea de energie electrică ce trebuie achiziționată de pe piața concurențială se
stabilește prin aplicarea unui coeficient subunitar, corelat cu etapa de eliminare a tarifelor
reglementate prevăzută în calendar și cu categoria de consumatori non -casnici sau casnici , la
cantitățile de energie electrică prognozate a fi consumate în perioada respectivă. Cantitatea de energie
electrică astfel determinată este facturată co nsumatorului, în mod distinct, pe factura de energie
electrică, cu tariful CPC. Totodată, aprobarea tarifelor aferente serviciului de distribuție și transport s -a
efectuat în discordanță față de prevederile Programului de Guvernare 2009 -2012 , respectiv în
condițiil e în care, Guvernul României a stabilit ca direcție de acțiune, adoptarea unor
metodologii de calcul al prețurilor și tarifelor care să permită reflectarea reală a cheltuielilor
justificate în deplin respect față de consumator și față de principiile tran sparenței, asigurând
totodată dezvoltarea durabilă a sectorului energetic, ANRE a aprobat tarifele aferente serviciului
de distribuție și transport fără a avea la bază cheltuieli reale efective ale operatorilor
economici .

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 95 din 129  Deși prin Ordinul președintelui ANRE nr. 30/2012 s-a prevăzut includerea în tariful
CPC a costurilor cu achiziția energiei electrice d e pe piețele competitive cen tralizate, ceea ce
presupune a ca achiziția de energie să fie efectuată de pe piețele organizate de OPCOM SA , în
mod transparent, public, centralizat și nediscriminatoriu, în realitate, ANRE a acceptat (prin
avizul acordat) în acest tarif, costurile de achi ziție a energiei electrice efectuate de către
furnizori în baza unor contracte bilaterale negociate direct (ex.: achizițiile efectuate în perioada
2012 -2013 de furnizorii de ultimă instanță SC Electrica Furnizare SA, SC Enel Energie SA și SC
Enel Energie M untenia SA) .
În unele cazuri, contractele bilaterale negociate au fost încheiate cu entități afiliate,
respectiv cu alți furnizori din cadrul grupului de societăți (ex:furnizorii de ultimă instanță Enel
Energie SA și Enel Energie Muntenia SA au achizițion at energie electrică îm perioada 2012 -2013 de
la SC Enel Trade România SA).
Acest mod de tranzacționare nu a avut la bază principii de achiziție bazate pe
transparență și concurență, nefiind rezultatul unei proceduri competitive, fiind mai de grabă
influ ențat de decizii de management în cadrul grupului de societăți.

Facturarea componentei de piață concurențială
Pe perioada calendarului de eliminare a tarifelor reglementate, furnizorii de ultimă instanță
facturează consumul de energie electrică al clienți lor finali parțial cu tariful reglementat și parțial
cu tariful CPC, corespunzător gradului de dereglementare , la categoria din care face parte
clientul final.
Astfel, pentru consumul realizat de clienții non -casnici , în perioada 1 septembrie 2012 – 31
decembrie 2013, și pentru consumul realizat de clienții casnici și cei asimila ți clienților casnici ,
începând cu 01 iulie 2013, furnizorii de ultimă instanță(FUI) au evidențiat în mod distinct, în
factura de energie emis ă, pe lângă tariful reglementat, și ta riful “Componenta de piață concurențială”
– (CPC). Consumul realizat după data eliminării complete a tarifelor reglementate (31.12.2014,
respectiv 31.12.2017) se facturează/ va fi facturat numai la tariful CPC.
Evoluția tarifelor CPC , avizate de ANRE pentr u furnizorii de ultimă instanță în perioada
2010 -2013 a evidențiat o scădere continuă a acestei componente de tarif , de la 0,56 – 0,62 lei/kWh în
trimestrul IV 2012 , la 0,43 – 0,51 lei/KWh în trimestrul IV 2013.
 În anul 2014, evoluția tarifelor CPC a înr egistrat un trend descrescător, astfel că în
semestrul II 2014, tarifele CPC p entru nivelul de joasă tensiune au variat între 0,39 – 0,47
lei/kWh, cel mai redus tarif fiind cel stabilit de SC Enel Energie Muntenia SA (0,3969 lei/kWh), iar
cel mai ridicat f iind cel stabilit de SC E.ON Energie România SA (0,4712 lei/kWh).

6.3. Evaluarea nivelului tarifului pentru serviciul de distribuție a energiei
electrice și a factorilor care au influențat evoluția acestuia

În perioada 2010 -2014 , stabilirea tarifelor afe rente serviciului de distribuție a energiei
electrice (prestat de operatorii principali de distribuție ) s-a efectuat în baza Metodologiei aprobate
prin Ordinul președintelui ANRE nr. 39/ 2007 , iar ulterior prin Ordinul președintelui ANRE nr.
72/2013 .
Potriv it Ordinului președintelui ANRE nr. 39/ 2007 , operatorii principali de distribuție sunt
persoanele juridice, titulari ai unei licențe de distribuție, care dețin o rețea electrică de distribuție pe
care o exploatează, întrețin, modernizează, dezvoltă și au în concesiune exploatarea activităților și
serviciului de distribuție a energiei electrice , distribuind energie electrică la mai mult de 100.000
de clienți .

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 96 din 129 La stabilirea tarifelor de distribuție, potrivit art. 27 din Ordinul ANRE nr. 39/2007 , pentru
determ inarea venitului inițial anual al operatorilor sunt luate în calcul următoarele:
– costurile de operare și mentenanță a rețelei de distribuție, respectiv costurile de operare și
mentenanță controlabile și necontrolabile;
– costul de achiziți e a energiei electrice pentru acoperirea consumului propriu
tehnologic ,
– amortizarea activelor ce intră în componența bazei reglementate a activelor (BAR),
– rentabilitatea activelor,
– necesarul de fond de rulment.
Costurile de operare și mentenanță controlabile cuprind în principal costuri cu: materii
prime și materiale consumabile; apa, energia electrică (regie) și alte utilități; lucrări de întreținere și
reparații executate de terți; locații de gestiune și chirii; prime de asigurare; studii și cercetări; alte
servicii executate de terți; personalul (salarii, diurne, prime), etc.
Costurile de operare și mentenanță necontrolabile cuprind în principal costuri cu: plata
impozitelor, redevențelor, taxelor; contribuții la fondul de sănătate, la fonduri speciale; salarii
compensatorii; pierderi din creanțe și debitori diverși pentru serviciul de distribuție etc. Pentru aceste
costuri, ANRE nu a stabilit o cotă , acceptarea lor în tarif fiind apreciată în baza documentelor
prezentate de operatori.
Costul de achiziție a ener giei electrice pentru acoperirea consumului propriu tehnologic
include costul de achiziție al energiei electrice aferente CPT (inclusiv costul serviciului de transport,
serviciilor de sistem și de administrare piață). Începând cu anul 2012 , ANRE a stabilit acceptarea în
tarifele de distribuție a unui CPT reglementat mediu pe operator de 9,5 %.
Costul cu amortizarea activelor include valoarea amortizării activelor reglementate puse
în funcțiune anterior datei de 1 ianuarie 2005 și valoarea amortizării mijloa celor fixe puse în
funcțiune în fiecare an, ulterior acestei date sau a datei privatizării operatorilor de distribuție .
În tariful pentru serviciul de distribuție, amortizarea activelor puse în funcțiune anterior datei de
01.01.2005, se determină utilizând u-se metoda liniară pentru o durată normală de viață de 25 de ani.
În Metodologia aprobat ă prin Ordinul președintelui ANRE nr. 31/2005 , art. 64, pentru
operatorii de distribuție cu capital privat, valoarea activelor reglementate a reprezentat :
– “(1)… valoarea societății determinată în momentul perfectării privatizării așa cum este
stipulată în contractul de privatizare dintre vânzător și cumpărător și transmisă autorității
competente în termenul stabilit…. printr -un document oficial.
– în prima perioadă de reglementare , dacă valoarea societății determinată la alin. (1)
depășește valoarea netă a imobilizărilor necorporale și corporale ale societății, autoritatea
competentă va considera în BAR inițial cel mult 200% din valoarea contabilă înregistrată în
bilanțul contabil de la data de 31.12.2002 , ajustată cu valoarea investițiilor puse în funcțiune,
ieșirile de active prin cedare/vânzare și amortizarea aferentă începând cu data de 01 ianuarie 2004,
până la momentul perfectării privatizării, dar nu mai târziu de data de 31.12.2005, inflatate cu
creșterea indicelui prețurilor de consum al fiecărui an.”
Rentabilitatea activelor se determină ca medie a sumei valorii activelor la începutul anului și
cea de la sfârșitul anului, la care se aplică o rată a rentabilit ății.
Rata rentabilității a fost stabilită de ANRE pentru operatorii principali de distribuție cu
capital majoritar privat la 10%, anual, pentru perioada 2008 -2012, iar pentru operatorii de
distribuție cu capital majoritar de stat, valoarea acestui indi cator a fost diminuată “ cu componenta
riscului de țară și a riscului investitorului privat ”, aceasta fiind stabilită la 8,52%.

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 97 din 129 Necesarul de fond de rulment, potrivit Metodologiei aprobate prin Ordinul președintelui
ANRE 39/2007, art. 42 și art. 43, se det ermină ca fiind suma de bani aferentă finanțării
creditelor pe termen scurt (mai puțin de un an) , credite contractate pentru desfășurarea activității
de exploatare aferente serviciului de distribuție a energiei electrice.
Astfel, necesarul de fond de rulm ent a fost dimensionat la a opta parte (1/8 ) din produsul
calculat între valoarea costurilor de operare și mentena nță și valoarea ratei rentabilității.
 În perioada 2008 -2013, în tariful de distribuție acceptat de ANRE, ponderea o dețin
costurile de oper are controlabile ( 33 %), urmate de : costurile cu achiziția energiei pentru CPT ( 26 %)
și rentabilitatea activelor ( 20,7 %).
Grafic, ponderea costurilor acceptate de ANRE în tariful pentru serviciul de distribuție
pentru operatorii principali de distribuție , în perioada a doua de reglementare (2008 -2013), se
prezintă astfel:

33,04%
26,01%20,70%4,15%15,75% 0,36%Ponderea costurilor acceptate de ANRE în tariful pentru serviciul de
distribuție, în perioada a doua de reglementare (2008 -2013)
Costuri de operare controlabile Cost cu achiziția de energie pentru CPT
Rentabilitatea activelor Costuri de operare necontrolabile
Cost cu amortizarea activelor Necesar de fond de rulment

 Evoluția tarifului pentru serviciul de distribuție mediu anual, aprobat de ANRE, în
perioada 2008 -2014, a înregistrat o evoluție ascendentă, const atându -se o majorare pentru nivelul
de joasă tensiune cu 17,12% în anul 2014 față de anul 2008 , astfel:
An 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014*
Tarif
mediu
(lei/MWh) 169,97 173,35 176,20 178,64 190,66 200,30 199,07
*2014 -valori prognozate – joasă tensiune
În cee a ce privește modul în care a fost stabilit, în perioada auditată, tariful pentru
serviciul de distribuție a energiei electrice, se remarcă următoarele:
 ANRE a acceptat includerea în tariful de distribuție a costurilor cu amortizarea
unor investiții efe ctuate de operatorii principali de distribuție (societăți cu capital majoritar privat ),
fără a verifica sursele din care au fost realizate investițiile ( surse proprii sau contribuții de la terți )
incluse în raportările efectuate de operatorii de distribuți e.
ANRE , referitor la investițiile realizate de operatorii principali de distribuție, prin
Metodologia aprobată prin Ordinul președintelui ANRE nr. 31/ 2004, respectiv prin Ordinul
președintelui ANRE nr. 39/ 2007 (art. 62), a definit indicatorul „baza re glementată a

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 98 din 129 activelor(BAR)” , ca fiind „V aloarea netă a imobilizărilor corporale și necorporale prudent
efectuate, recunoscută de autoritatea competentă și necesară desfășurării activității reglementate”.
Prin ace eași Metodologie s -a stabilit că , în BAR n u sunt incluse activele finanțate din
contribuții primite de la terțe părți și din contribuții financiare, indiferent care este sursa
acestora.
Astfel, în contractele de privatizare încheiate de SC Electrica SA (pentru privatizarea
filialelor de distribuți e și furnizare a energiei electrice ) cu ENEL S.p.A. (pentru filialele Banat,
Dobrogea și Muntenia Sud), E.ON ENERGIE A.G. (filiala Moldova), cu CEZ a.s. (pentru filiala
Oltenia) s-a prevăzut obligația societăților privatizate de a utiliza prețul acțiunilor nou emise
(pentru majorarea capitalului social astfel încât cumpărătorul să dețină capitalul majoritar al
societății), în scopul finanțării activității de modernizare, retehnologizare, întreținere,
dezvoltare. Ori, prețul acțiunilor nou emise poate fi co nsiderat o contribuție primită de la o terță
parte, respectiv de la acționarul majoritar al societăților privatizate.
Deși, SC Electrica SA a informat ANRE încă din anul 2010 , și ulterior în anul 2012,
asupra acestor aspecte , ANRE nu a clarificat cele sesi zate, rezumându -se doar la a preciza faptul că,
nefiind semnatară a contractelor de privatizare nu are competență în verificarea respectării clauzelor
stipulate în aceste contracte. De asemenea, nici nu a dispus verificări în acest sens, la operatorii de
distribuție, în vederea identificării surselor de finanțare din care au fost realizate investițiile.
Necunoașterea surselor de finanțare a investițiilor acceptate de către ANRE în BAR , a
fost constatată la i nvestițiile raportate de ENEL Distribuție Banat S A, ENEL Distribuție
Dobrogea SA, SC CEZ Distribuție SA, SC E.ON Distribuție Moldova SA și SC Enel Distribuție
Muntenia SA .
Din informațiile prezentate de ANRE, ulterior privati zării (în perioada 2005 – 2009), la
nivelul celor 5 operatori de distribuție c u capital privat, ponderea investițiilor acceptate de ANRE
dn totalul investițiilor raportate de operatori s -a situat între 97,37% și 100%.
 În acest context, s -a remarcat acceptarea unui tarif aferent serviciului de distribuție
supradimensionat cu elemen te de cheltuieli necunoscute, contrar procedurilor emise de ANRE,
având impact asupra cresterii prețului energiei vândute la consumatorii finali, prin
neverificarea surselor din care au fost realizate investițiile efectuate de cei cinci operatori
principa li de distribuție, acceptate în tarif.
Potrivit Metodologiei aprobată prin Ordinul președintelui ANRE nr. 39/16.10.2007 ,
aceasta se aplică exclusiv operatorilor principali de distribuție care aveau în concesiune
exploatarea serviciului de distribuție a ene rgiei electrice .
În anul 2005 , Ministerul Economiei și Comerțului a încheiat cu operatorii de distribuție a
energiei electrice , 8 contracte de concesionare a serviciului de distribuție a energiei electrice ,
pentru a căror intrare în vigoare exista obligaț ia de a fi publica te în Monitorul Oficial, în
conformitate cu prevederile art. 25 (4) din Legea energiei electrice nr. 13/2007 și de art. 19 (4) din
Legea nr. 123/2012 (prin art. VI din Legea nr. 117/2014 a fost abrogat art. 19 (4) din Legea
123/2012 ).
 ANRE a aprobat tariful pentru serviciul de distribuție pentru operatorii de
distribuție (SC Enel Distribuție Banat SA, SC Enel Distribuție Dobrogea SA, SC E.ON Moldova
Distribuție SA, SC CEZ Distribuție SA, SC FDEE Electrica Distribuție Transilvania Nord S A, SC
Enel Distribuție Muntenia SA, SC FDEE Electrica Distribuție Muntenia Nord SA, SC FDEE
Electrica Distribuție Transilvania Sud SA) în condițiile în care, acești operatori nu dețineau în
concesiune exploatarea serviciului de distribuție a energiei ele ctrice, în baza unor contracte
încheiate în condițiile legii respectiv:

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 99 din 129 – cele 8 contracte de concesiune a serviciului de distribuție a energiei electrice nu au
intrat în vigoare, în sensul că nu au fost publicate în Monitorul Oficial al României, Partea I;
– din cele 8 contracte de concesiune a serviciului de distribuție a energiei electrice
încheiate de Ministerul Economiei și Comerțului în anul 2005, 4 contracte nu au fost aprobate
„prin ordin al ministrului de stat, ministrul economiei și comerțului” , respectiv cele încheiate cu
SC FDFEE Electrica Banat SA, SC FDFEE Electrica Dobrogea SA, SC FDFEE Electrica
Transilvania Nord SA și SC FDFEE Electrica Muntenia Nord SA.
 Fără a verifica dacă cei 8 operatori economici erau concesionari în condițiile legi i pentru
exploatarea serviciului de distribuție a energiei electrice, ANRE a aprobat an de an, tarife de
distribuție pentru acești operatori.
Potrivit art. 27 din Metodologia aprobată prin Ordinul președintelui ANRE nr.39/2007 , la
baza determinării tarifu lui pentru serviciul de d istribuție a energiei electrice se ia în calcul și costul
amortizării activelor care intră în componența bazei reglementate a activelor (BAR).
Baza reglementată a activelor (BAR) reprezintă valoarea netă a mijloacelor fixe care
contribuie la prestarea serviciului de distribuție, recunoscute de ANRE.
În tariful aferent serviciului de distribuție, amortizarea activelor puse în funcțiune anterior
datei de 01.01.2005 s -a determinat utilizându -se metoda liniară pentru o durată normală d e viață de
25 de ani asupra valorii activelor incluse în BAR.
Modul de determinare a Bazei reglementate a activelor (BAR), a fost stabilit prin
Metodologia aprobată prin Ordinul președintelui ANRE nr. 31/2004 (art. 63 -64), astfel:
– în cazul operatorilor de distribuție cu capital majoritar de stat , valoarea BAR la
31.12.2005 a fost determinată prin dublarea valorii nete a activelor corporale și necorporale la
31.12.2002 , la care s -a adăugat valoarea intrărilor de active din anii 2003 și 2004, din care : au fost
scăzute ieșirile de active imobilizate și amortizarea activelor corporale și necorporale din perioada
2003 -2004, indexată cu indicele de inflație;
– în cazul operatorilor de distribuție cu capital privat , valoarea BAR la 31.12.2005 a fost
considerat ă valoarea cea mai redusă dintre dublul valorii nete a activelor corporale și necorporale
la 31.12.2002 (la care s -a adăugat valoarea intrărilor de active din anii 2003 și 2004 , din c are au fost
scăzute ieșirile de active imobilizate și amortizarea activel or corporale și necorporale din perioada
2003 -2004) și valoarea societății determinată la momentul perfectării privatizării , “așa cum este
stipulată în contractul de privatizare … transmisă autorității competente în termenul stabilit….
printr -un docume nt oficial”. Valoarea “activelor” astfel stabilită a fost împărțită la 25 de ani,
rezultând valoarea amortizării pentru următorii 25 de ani începând cu anul 2005.
 Stabilirea tarifelor pentru serviciul de distribuție a energiei electrice s -a efectuat fără
a avea la bază documente oficiale prin care să fie stabilită valoarea reală a activelor deținute de
operatorii principali de distribuție, respectiv:
ș în cazul operatorilor de distribuție (de stat și privați), s -a aprobat stabilirea tarifelor
de distribuț ie, al căror nivel a fost supradimensionat încă din anul 2005, ca urmare a
determinării Bazei reglementate a activelor (BAR – amortizarea activelor din BAR reprezentân d un
element de cost în tarif) într-un mod nerealist, prin:
– dublarea valorii nete a a ctivelor corporale și necorporale la 31.12.2002, luate în
calculul amortizării (element de cost inclus în aceste tarife) , creându -le acestora în mod
indubitabil un avantaj ;
– luarea în considerare a unor terenuri în valoare de 111.910 mii lei, în condiț iile în care ,
aceste active nu se supun amortizării;

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 100 din 129 – neidentificarea activelor introduse în BAR în anul 2005, pe surse de finanțare, respectiv
dacă acestea provin din contribuții financiare, primite cu titlu gratuit, din donații sau din Fondul de
dezvo ltare a sistemului energetic sau din alte fonduri nerambursabile (costul cu amortizarea acestor
bunuri nefiind acceptat în tarif, conform art. 55 din Ordinul ANRE nr. 31/2004) .
ș în cazul operatorilor de distribuție cu capital majoritar privat, s -a aprob at stabilirea
tarifelor de distribuție, al căror nivel a fost supradimensionat încă din anul 2004, ca urmare a
determinării Bazei reglementate a activelor (BAR), într -un mod artificial și nerealist, prin luarea în
considerare la stabilirea acestui indicat or a valorii societății determinată la momentul perfectării
privatizării , în baza unor adrese emise de societățile de distribuție privatizate, fără a avea la
bază documente care să certifice informațiile comunicate de aceste societăți.
Pe operatori de dis tribuție, baza activelor reglementate și valoarea amortizării acceptată
de ANRE în tariful pentru serviciul de distribuție, în perioada 2005 -2013, se prezintă astfel:

Operator de distribuție Baza activelor
reglementate ( mii lei) Valoare amortiza re BAR inițial
cumulată 2005 -2013 ( mii lei) Grad de
recuperare
SC Enel Distribuție Banat SA 570.041 260.799 45,6%
SC Enel Distribuție Dobrogea SA 421.243 192.723 45,6%
SC Enel Distribuție Muntenia SA 640.000 236.324 36,8%
SC CEZ Distribuție SA 1.005.264 399.672 39,7%
SC E.ON Moldova Distribuție SA 747.268 318.432 42,6%
SC FDEE Electrica Distribuție
Muntenia Nord SA 761.583 348.432 45,7%
SC FDEE Electrica Distribuție
Transilvania Nord SA 787.989 312.415 39,6%
SC FDEE Electrica Distribuție
Transilvania Sud SA 586.233 268.207 45,7%
 Se remarcă faptul că , deși prin Metodologia aprobată prin Ordinul președintelui ANRE
nr. 31/2004 s-a prevăzut împărțirea valorii BAR inițial pe o perioadă de 25 de ani , ceea ce
presupunea calcularea amortizării prin aplicar ea metodei liniare, iar gradul de recuperare a activelor
prin amortizare să se realizeze într -o perioadă de 25 de ani, ANRE, în perioada 2005 -2013 (pentru 9
ani, reprezentând 36% din perioada de 25 ani) a acceptat includerea în tarifele de distribuție a
unei amortizări mult mai mari decât cea care ar rezulta din aplicarea metodei liniare, fiind
constatate cazuri în care gradul de recuperare depășește 45% ( SC Enel Distribuție Banat SA, SC
Enel Distribuție Dobrogea SA, FDEE Electrica Distribuție Muntenia No rd SA, FDEE Electrica
Distribuție Transilvania Sud SA).
Deși valoa rea activelor acceptate de ANRE în valoarea BAR inițial s -a diminuat în perioada
2005 -2013 cu valori cuprinse între 0,7% – 15%, valoarea amortizării BAR inițial acceptată de
ANRE, în tarifu l pentru serviciul de distribuție , a crescut cu peste 45% în aceeași perioadă.
Acest fapt a fost generat de acceptarea de către ANRE a indexării valorii amortizării
anuale a activelor incluse în BAR cu indicele de inflație înregistrat în această perioadă, în
condițiile în care , legislația în vigoare nu prevede indexarea anuală cu indicele de inflație a
amortizării , aceasta reprezentând o cheltuială de exploatare fixă.
Efectul acceptării indexării cu indicele de inflație anual a costului cu amortizarea cons tă în
majorarea nejustificată a tarifului aferent serviciului de distribuție suportat de consumatori cu
suma estimată de 387.028 mii lei (diferența dintre valoarea amortizării BAR inițial indexată și
introdusă în tarif de 2.337.003 mii lei și valoarea amor tizării neindexate de 1.949.975 mii lei).

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 101 din 129 În timpul misiunii de audit , prin Ordinul președintelui ANRE nr. 112/2014 , s-a renunțat
la actualizarea cu indicele de inflație a valorii amortizării anuale aferente activelor incluse în BAR,
fără însă a fi prevă zută efectuarea de corecții pentru perioada anterioară.
ș Prin metodologiile de stabilire a tarifelor, elaborate de ANRE, nu s -a prevăzut
actualizarea situației activelor asupra cărora se calculează amortizarea, respectiv mijloacele fixe
înlocuite să fie eliminate din cadrul activelor asupra cărora se calculează amortizarea .
 Astfel, pentru activele incluse în BAR, care sunt înlocuite în perioada în care acestea se
supun amortizării, în cazul în care acestea sunt scoase din uz și implicit din cadrul bunu rilor ce
compun BAR, valoarea amortizării acestor bunuri nu a fost redusă , fiind acceptat ă în
continuare în costurile suportate de consumatori. În acest sens, pentru bunurile înlocuite,
operatorul de distribuție este remunerat de două ori , respectiv: o dat ă prin amortizarea
aferentă activului ce a fost înlocuit , amortizare ce este luată în calcul în continuare la determinarea
tarifului de distribuție și o dată prin amortizarea aferentă activului nou introdus în BAR.
În cazul în care bunul scos din funcțiun e și înlocuit este valorificat de operatorul de
distribuție, venitul obținut din vânzarea bunului nu a fost luat în calcul la determinarea venitului
reglementat pentru prestarea serviciului de distribuție, deși cu valoarea acestuia ar trebui reduse
costuri le suportate de clienți prin tariful reglementat.
!!! Spre exemplu , pentru un activ în valoare de 1.000 mii lei, cu o durată de viață de 10 ani,
pus în funcțiune în anul 2006, anual operatorului de distribuție îi este recunoscut în tarif u n cost cu
amorti zarea de 100 mii lei. În cazul în care bunul este înlocuit în al patrulea an de funcționare,
(2009) c u un bun în valoare de 2.100 mii lei cu o durată de viață de 7 ani, rezultând o amortizare
anuală de 30 0 mii lei, începând cu anul 2010 operatorului de di stribuție îi este acceptată în costuri
atât amortizarea bunului înlocuit (100 mii lei), cât și amortizar ea bunului nou instalat (300 mii lei),
ceea ce conduce la majorarea nejustificată a costurilor incluse în tariful de energie suportat de
consumatori .
ș Acceptarea în tarifele de distribuție a unor costuri aferente unor investiții care nu au
condus la utilizarea eficientă a infrastructurii de distribuție .
Scopul și obiectivele Metodologiei aprobat e prin Ordinul președintelui ANRE nr. 39/2007
constau , în principal, în promovarea investițiilor eficiente și în utilizarea eficientă a
infrastructurii rețelei electrice de distribuție .
În Strategia energetică a României pentru perioada 2007 -2020, aprobată prin H otărârea
Guvernului nr. 1069/2007, este prevăzut f aptul că rețelele electrice de distribuție (RED) sunt
caracterizate printr -un grad avansat de uzură fizică (circa 65%) a liniilor electrice de joasă, medie
și înaltă tensiune (110 kV), a stațiilor de transformare și a posturilor de transformare. La aceasta se
adaugă uzura morală, 30% din instalații fiind echipate cu aparataj produs în anii '60. În aceste
condiții, consumul propriu tehnologic în rețelele de distribuție (inclusiv pierderile comerciale) a
înregistrat în anul 2004 valoarea medie anuală de 12,6%, comparativ cu media țărilor din UE de
7,3%.
 Din evaluarea nivelului consumului propriu tehnologic (CPT) înregistrat în rețelele
electrice de distribuție în anul 2013 , comparativ cu anul 2004 , s-a constatat faptul că , deși în
perioada 2009 -2013 au fost raportate de operatorii de distribuție investiții realizate de 5.987.593 mii
lei, din care, pentru înlocuirea echipamentelor în vederea reducerii CPT , în perioada 2010 -2013 au
fost efectuate investiții în valoare de 717.526 mii lei, investițiile realizate nu și -au atins scopul,
pierderile înregistrate în rețelele de distribuție în anul 2013 (12,4%) au rămas la același nivel
înregistrat în anul 2004 (12,6%).

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 102 din 129 Totodată, din analiza evoluției nivelului investițiilor realizate de operatorii principali de
distri buție comparativ cu evoluția tarifului mediu pentru serviciul de distribuție, a veniturilor
realizate și a ratei profitului înregistrat de operatorii de distribuție, s-au constatat următoarele :
 creșterea tarifului mediu anual pentru serviciul de distribu ție în perioada 2010 -2013 a
avut loc î n condițiile în care , nivelul investițiilor realizate de operatorii de distribuție a scăzut
cu 39,2% , deși un procent ridicat (cuprins între 9% – 91% ) din instalațiile componente ale RED
necesitau lucrări de retehno logizare în anul 2014;
 obținerea de către operatorii de distribuție a unor rate a profitului în anul 2013 , care în
majoritatea cazurilor s-au situat între 15% – 25% , comparativ cu anul 2010, când acestea au
înregistrat valori cuprinse între 4% – 17% . Astfel, media anuală ponderată a ratei profitului obținută
de cei 8 operatori de distribuție în anul 2013 a fost de 11,35% , față de 7,74% în anul 2010 .
 ANRE a acceptat majorarea tarifelor de distribuție cu valoarea amortizării unor
investiții care nu au con dus în mod direct la retehnologizarea/îmbunătățirea stării rețelei de
distribuție , în fapt, ele reprezintă bunuri pentru desfășurarea activității curente: autoturisme
(283 bucăți în valoare de 16.594 mii lei, reprezentând 20,8% din valoarea investițiilor realizate în
anul 2013 de SC Enel Distribuție Banat SA și acceptate de ANRE; 249 bucăți în valoare de 13.907
mii lei, reprezentând 18,52% din valoarea investițiilor realizate în anul 2013 de SC Enel Distribuție
Dobrogea SA și acceptate de ANRE), scări met alice , sisteme de împrejmuire a zonelor de lucru ,
etc.

Cauzele care au condus la aceste aspecte constau în principal în : nestabilirea unor ținte
anuale de prioritizare a investițiilor ce se vor realiza efectiv pentru mijloacele fixe aferente
rețel ei electrice de distribuție – instalații (linii electrice, stații și posturi de transformare, etc.),
comparativ cu investițiile realizate pentru alte bunuri utilizate de operatorul de distribuție
(autoturisme, clădiri, etc.) , precum și în faptul că , nu au fost prioritizate investițiile în funcție de
nivelul de tensiune al instalațiilor, având în vedere nivelul mare (în unele cazuri peste 25%) al
consumului propriu tehnologic înregistrat în instalațiile de joasă tensiune.
În aceste condiții, s -a remarcat faptul că, fără stabilirea unui Program de investiții bazat pe
performanță, axat pe retehnologizarea și modernizarea instalațiilor ce compun sistemul de distribuție,
nu se pot obține rezultate eficiente , care să conducă la îmbunătățirea acestui serviciu.
Astfel, s -a ajuns în situația în care în anul 2013 , în cazul SC Enel Distribuție Banat SA, 38%
din valoarea investițiilor acceptate de ANRE ( 79.707 mii lei) a reprezentat -o achiziția de
autoturisme (16.594 mii lei) și de contoare electrice (13.728 mii lei), iar în cazul SC Enel
Distribuție Dobrogea SA, 32,38 % din valoarea investițiilor acceptate de ANRE ( 75.095 mii lei ) a
reprezentat -o achiziția de autoturisme (13.907 mii lei) și de contoare electrice (10.412 mii lei ).
ș la determinarea tarifelor de d istribu ție a energiei electrice nu au fost luate în calcul
toate veniturile obținute de operatorii principali de distribuție aferente acestei activități, caz în
care s -au majorat nejustificat aceste tarife, respectiv:
 ANRE nu a acționat pentru instituirea unui cadru de reglementare care să prevadă
ca la determinarea tarifelor de distribuție a energiei electrice în perioada 2008 -2013 , să fie luate În concluzie , ANRE, prin modul de determinate a tarifului pentru serviciul de distribuție, și
implicit prin aprobarea majorării acestuia, a creat premisele creșterii profiturilor înregistrate
de operatorii de distribuție, în detrimentul realizării investițiilor în condițiile în care, p rin
Strategia energetică a României aprobată prin Hotărârea Guvernului nr. 1069/2007, s -a stabilit
necesitatea realizării de investiții de 3,4 miliarde euro pentru buna funcționare a rețelei electrice
de distribuție, având în vedere starea tehnică a aceste ia.

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 103 din 129 în calcul veniturile obținute de operatori (1.396.492 mii lei) și profitul obținut din energia
reactivă (787.560 mii lei), așa cum se procedează în cazul activității de transport, la
determinarea tarifului pentru acest serviciu, în baza Metodologiei aprobate prin Ordinul
președintelui ANRE nr. 60/ 2007.
În condițiile în care veniturile și cheltuielile aferente energiei r eactive erau luate în calcul la
determinarea tarifului aferent serviciului de distribuție, nivelul tarifului mediu ar fi trebuit
diminuat anual cu valori cuprinse între 3,07 – 3,62 lei/MWh, respectiv cu 1,5% -2%.
Începând din anul 2014, prin Ordinul președ intelui ANRE 72/2013 , au fost stabilite
costurile și veniturile avute în vedere la fundamentarea tarifelor de distribuție, fiind menționate în
mod distinct și cele aferente energiei reactive.
ș la determinarea tarifelor de distribuție a energiei electrice , s-a acceptat includerea în
BAR, a unor bunuri care nu îndeplineau condițiile stabilite de lege (durată și valoare – în
conformitate cu prevederile art. 3 din Legea nr. 15/1994 ) pentru a fi considerate mijloace fixe .
 În fapt, ANRE a acceptat includerea în Baza reglementată a activelor (BAR) și
implicit includerea amortizării aferente acestora, în tarifele de distribuție :
 a unui număr estimat de 3.114.786 bucăți contoare electrice (mijloace de măsurare), în
valoare totală de 605.377 mii lei, incluse de operatori în Programele de investiții , reprezentând
11,37% din valoarea investițiilor aferente activității de distribuție , care nu întrunesc condițiile
legale (valoare și durată) pentru a fi considerate mijloace fixe.
 a unor bunuri (scule, unelte, echip amente de protecție): 260 bucăți truse de scule, în
valoare de 1.121 mii lei; 91 truse electrician, în valoare de 200 mii lei.
Efectul acceptării acestor bunuri în cadrate incorect în c ategoria mijloacelor fixe supuse
amortizării și includerea acestora în BAR are două consecințe majore , ambele cu efect de majorare a
tarifelor de distribuție, în favoarea operatorului de distribuție , respectiv:
– creșterea valorii amortizării anuale inclus e în tarif, element de cost asupra căruia ANRE
aplică indicele de infla ție anual, majorând astfel aceste costuri suportate de clienți;
– creșterea valorii BAR și implicit majorarea elementului de cost Rentabilitatea bazei
activelor reglementate (RBAR), având în vedere faptul că prin acest cost se recunoaște în tariful
pentru serviciul de distribuție o cotă (10% inițial, iar în prezent 7,7%) din valoarea activelor incluse
în BAR.
ș la determinarea tarifelor de distribuție a energiei electrice, ANRE a stabilit în mod
diferențiat nivelul ratei rentabilității și determinarea elem entului de cost “ rentabilitatea bazei
activelor reglementate – RBAR ”, pentru operatorii de distribuție cu capital privat, față de
operatorii de distribuț ie cu capital majoritar de stat .
În accepțiunea Metodologiei aprobate prin Ordinul ANRE nr. 39/2007, rentabilitatea bazei
activelor reglementate (RBAR ) reprezintă valoarea recunoscută de ANRE, a randamentului
reglementat al BAR, exprimat în unități monetare, iar formula de calcul a acestui indicator prevedea
înmulțirea valorii medii a activelor din anul cu rent cu un indicator RRR care era împărțit la 100
(RRR/100).
 Din analiza acestui indicator (RBAR), care a reprezentat în medie 20,7% din tariful
pentru serviciul de distribuție în perioada 2008 -2013 , s-au constatat următoarele:
 la determinarea tarifelor de distribuție a energiei electrice, ANRE nu a aplicat formula
de calcul a indicatorului rentabilitatea bazei activelor reglementate (RBAR ) așa cum ace asta a fost
stabilită prin Metodologia aprobată prin Ordinul ANRE nr. 39/2007, în sensul că, la determi narea
acestui element de cost în tarifele de distribuție, indicatorul RRR (rata reglementată a rentabilității)
nu a fost ponderat (împărțit) cu 100 .

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 104 din 129 În condițiile în care valoarea indicatorului RRR a fost stabilită la 10% , prin aplicarea corectă
a formul ei de calcul , rezultă că valoarea activelor deținute de operatorul economic trebuia înmulțită
cu valoarea de 0,001 (10%/100), și nu cu 0,1 (10%), așa cum s -a procedat, fapt ce a condus la
majorare a de 100 de ori a acestui element de cost față de valoarea determinată în baza formulei
stabilite prin Ordinul președintelui ANRE nr. 39/2007.
Astfel, față de valoarea indicatorului rentabilitatea bazei activelor reglementate (RBAR ) de
4.015.215 mii lei, luată în calcul la determinarea tarifelor aferente serviciul ui de distribuție în
perioada 2010 -2013, în condițiile aplicării corecte a formulei de calcul aprobată prin Ordinul
ANRE nr. 39/2007, valoarea acestui indicator t rebuia să fie de doar 40.152 mii lei. Acest fapt ar
fi condus la diminuarea elementelor de cos t luate în calcul la determinarea tarifului de
distribuție pentru perioada 2010 -2013, în medie cu 21,2%.
 acest indicator nu are la bază o cheltuială înregistrată de operatorul economic ,
reprezentând în fapt, un beneficiu direct acordat operatorului , determ inat în funcție de nivelul
activelor deținute și de un indicator fix (RRR) stabilit de ANRE.
Astfel, operatorul economic este remunerat de două ori , respectiv: o dată prin acceptarea
amortizării activelor ce intră în componența BAR și o dată prin intermed iul acestui indicator.
!!! Spre exemplu , pentru un mi jloc fix în valoare de 1.000 mii lei, cu o durată de viață de 10
ani, pus în funcțiune în anul 2008, anual operatorului de distribuție îi era recunoscut în tarif atât u n
cost cu amortizarea de 100 mii lei, cât și un beneficiu aferent ratei de rentabilitate a activelor de 100
mii lei (1.000 mii lei x 10%). Astfel, operatorul economic recuperează dublul v alorii mijlocului fix
(2.000 mii lei) recunoscut de autoritatea de reglementare în BAR în cei 10 ani de funcționare.
Totodată, pe măsură ce valoarea activelor deținute se majorează, operatorul economic obține
un beneficiu din ce în ce mai mare.
 stabilirea nivelului indicatorului “rata reglementată a rentabilității ” s-a făcut în mod
diferențiat pentru opera torii economici cu capital de stat față de cei cu capital majoritar privat, în
sensul că, operatorilor de stat le -a fost diminuat nivelul acestui indicator de la 10% , la 8,52%, în
condițiile în care, prin Ordinul președintelui ANRE nr. 39/2007 la art. 77 (2), s -a prevăzut că “În
cazul operatorilor principali de distribuție cu capital integral de stat, valoarea RRR poate fi
diminuată cu componenta riscului de țară și a riscului investitorului privat.”
Astfel, fără a fi emisă o reglementare în acest sens , aprobată de președintele ANRE, la
calculul tarifului pentru serviciul de distribuție a fost luat în calcul nivelul acestui indicator de
8,52%.
 La determinarea tarifelor de distribuție a energiei electrice, ANRE a acceptat costuri
cu finanțarea creditelo r pe termen scurt ( la calculul indicatorului fond de rulment – NFRR ) în
condițiile în care , operatorii principali de distribuție nu au înregistrat astfel de cheltuieli,
respectiv în tariful pentru serviciul de distribuție stabilit pentru operatorii princi pali de distribuție,
în perioada 2010 -2013 , a fost acceptată suma de 62.298 mii lei, deși operatorii de distribuție în cauză
nu au înregistrat costuri fin anciare decât în sumă de 332 mii lei, respectiv într -o proporție
foarte scăzută, de doar 0,53% .
Astfel , nivelul costurilor aferente acestui indicator, acceptate de ANRE în tariful pentru
serviciul de distribuție, este de peste 187 ori mai mare față de nivelul costurilor financiare aferente
creditelor pe termen scurt efectiv înregistrate de operatorii prin cipali de distribuție.
Având în vedere faptul că operatorii principali de distribuție nu au înregistrat în perioada
auditată costuri financiare aferente creditelor pe termen scurt (dobânzi), transferarea și suportarea
unor costuri nerealizate în tariful s uportat de consumatori nu este justificată și nu are nici un
fundament economic .

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 105 din 129
În concluzie, aprobarea tarifelor aferente serviciului de distribuție a energiei electrice
s-a efectuat în condițiile supradimensionării în mod artificial a unor elemente de cost, sau prin
neluarea în calcul a unor venituri realizate de operatori, și totodat ă prin aplicarea eronată a
formulelor de calcul stabilite prin Metodologia de stabilire a tarifelor , aprobată prin Ordinul
președintelui ANRE nr. 39/ 2007, fapt ce a condus la majorarea tarifelor în perioada 2010 -2013,
astfel:
Element de cost 2010 2011 2012 2013
1. Costuri financiare aferente creditelor pe
termen scurt supradimensionate 15.581.092 15.929.573 18.077.687 12.377.563
2. Costuri influențate de indexarea
amortiză rii 64.112.766 74.669.554 89.486.411 93.793.411
3. Aplicarea incorectă a formulei de
determinare a indicatorului RBAR 863.903.772 992.766.775 1.101.521.597 1.016.870.557
4. Profitul brut realizat din energia reactivă 147.885.276 145.739.061 148.308.623 126.103.670
5.TOTAL (1+2+3+4) 1.091.482.906 1.229.104.963 1.357.394.318 1.249.145.201
6. Cantitate distribuită (MWh) 40.851.493 42.305.112 42.503.843 41.004.020
7. Influență asupra tarifului de distribuție
(lei/MWh) (7=5:6 ) 27 29 32 30

6.4. Evaluarea nivelului tarifului pentru serviciul de transport și de sistem al
energiei electrice și a factorilor care au influențat evoluția acestor tarife
În baza Licenței nr.161/ 2000 (cu modificările ulterioare) emisă de Autoritatea Națională de
Reglementare în dome niul Energiei, Compania Națională de Transport al Energiei Electrice
„Transelectrica” SA (CNTEE “Transelectrica“ SA) este operatorul de transport și de sistem al
energiei electrice.
În conformitate cu prevederile Legii nr. 13/2007 a energiei electrice , respectiv a Legii nr.
123/2012 a energiei electrice și a gazelor naturale , CNTEE “Transelectrica“ SA prestează
serviciul public de transport pentru toți utilizatorii rețelelor electrice de transport, în condiții
nediscriminatorii, asigurând accesul oricărui solicitant în condițiile legii, cu respectarea normelor și
performanțelor prevăzute în reglementările tehnice în vigoare.
În perioada 2010 -2014 , tarifele pentru serviciul de transport al energiei electrice au fost
determinate în baza Metodologiei aprobată prin Ordin ele președintelui ANRE nr. 60/2007 și nr.
53/2013 .
În perioada 2010 -2014, tarifele pentru serviciul de sistem au fost determinate în baza
Metodologiei aprobată prin Ordin ele președintelui ANRE nr. 20/ 2007 și nr. 87/2013.
În evoluție, în perioad a 2010 -2014, tariful mediu anual aprobat pentru serviciul de
transport și sistem a înregistrat o evoluție ascendentă, cons tatându -se o majorare a tarifului mediu
anual pentru serviciul de transport cu 32,35% în anul 2014 față de anul 2010 , precum și o dimi nuare
a tarifului mediu anual pentru serviciul de sistem cu 32,5% în aceeași perioadă, astfel:
Componentă/
Perioadă 29.12.2009 –
31.12.2010 01.01.2011 –
31.03.2011 01.04.2011 –
31.12.2012 01.01.2013 –
06.08.2013 07.08.2013 –
31.12.2013 01.01.2014 –
30.06.2014 01.07.2014 –
31.12.2014
Tarif mediu
serviciu transport
(lei/MWh) 17 18,77 18,77 21,16 21,16 22,16 22,50
Tarif mediu
serviciu sistem
(lei/MWh) 20,68 20,75 10,21 10,91 13,42 15,02 13,96

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 106 din 129
Grafic, evoluția tarifului mediu de transport și a tariful de sistem pentru perioada 2010 –
2014 , se prezintă astfel:
20,6820,75
10,2110,9113,4215,0213,961718,77 18,7721,16 21,16 22,1622,5
01020304050
01.01.2010 01.01.2012 01.01.2014Evoluția tarifului mediu pentru serviciul de transport și serviciul de sistem
în perioada 2010 -2014
Tarif mediu serviciu
sistem (lei/MWh)
Tarif mediu serviciu
transport (lei/MWh)

 În ceea ce privește principalii indicatori economico -financiari ce caracterizează
activitatea de transport a energiei electrice în perioada 2010 -2014, se remarcă:
– în anul 2010 au fost realizate venituri în valoare de 1.008.920 mii lei, au fost înregistrate
costuri în valoare de 894.694 mii lei, rezultând un profi t brut în valoare de 114.226 mii lei și au
fost realizate investiții în valoare de 409.504 mii lei (din care, acceptate la determinarea tarifului
mediu de transport reglementat în valoare de 347.385 mii lei). Cantitatea de energie electrică
transportată în rețeaua electrică de transport a fost de 40.431.875 MWh;
– în anul 2011, față de anul 2010, veniturile au c rescut cu 14,39% (în valoare absolută cu
145.194 mii lei), costurile au crescut cu 7,92% (î n valoare absolută cu 70.881 mii lei), profitul brut
a crescut cu 65,06% (în valoare absolută cu 74.313 mii lei), în timp ce investițiile realizate au
înregistrat o scădere de 29,59% (în valoare absolută c u 121.176 mii lei), iar tariful mediu de
transport reglementat a crescut cu 10,41% ( în valoare absolută cu 1,77 lei/MWh). Cantitatea de
energie electrică transportată în rețeaua electrică de transport a crescut cu 5 ,05% (în valoare absolută
cu 2.041.622 MWh);
– în anul 2012, față de anul 2011, veniturile au scăzut cu 2,75% (în valoare absolută cu
31.702 mii lei), costurile au crescut cu 0,03% (în valoare absolută cu 329 mii lei), profitul brut a
scăzut cu 16,99% ( în valoare absolută cu 32.032 mii lei), investițiile realizate au scăzut cu 46,43%
(în valoare absolută cu 133.870 mii lei), iar cantitatea de energie electrică transportată în rețeaua
electrică de transport a crescut cu 0,32 % (în valoare absolută cu 136.725 MWh) . Tariful mediu de
transport nu a suportat modificări;
– în anul 2013, față de anul 2012, veniturile au crescut cu 7,25% (în valoare absolută cu
81.403 mii lei), costurile au scăzut cu 5,88% (î n valoare absolută cu 56.807 mii lei), profitul brut a
crescut cu 88,31% (în valoare absolută cu 13 8.211 mii lei), investițiile realizate au crescut cu
76,09% (în valoare absolută cu 117.520 mii lei), iar tariful mediu de transport a crescut cu
12,73% (în valoare absolută cu 2,39 lei/MWh). C antitatea de energie e lectrică transportată în rețeaua
electrică de transport a scăzut cu 6,44 % (în valoare absolută cu 2.742.571 MWh) .
– în anul 2014, față de anul 2013, veniturile au crescut cu 12,53% (în valoare absolută cu
150.898 mii lei), costurile au scăzut cu 1,44% (î n valoare absolută cu 13.126 mii lei), profitul brut a
crescut cu 55,65% (în valoare absolută cu 164.024 mii lei), investițiile realizate au scăzut cu
32,36% (în valoare absolută cu -88.019 mii lei), iar tariful mediu de transport reglementat a

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 107 din 129 crescut cu 5 ,53% (în valoare absolută cu 1,07 lei/MWh). C antitatea de energie electrică transportată
în rețeaua electrică de transport a crescut cu 4,95 % (în valoare absolută cu 1.971.081 MWh) .
În ceea ce privește modul în care a fost stabilit, în perioada auditată, tariful pentru
serviciul de transport și sistem a l energiei electrice și factorii care au influențat evoluția acestor
tarife, în cazul CNTEE Transelectrica SA, se remarcă următoarele:
 ANRE, a aprobat aplicarea unor tarife de transport a energiei electric e și de sistem,
supradimensionate în mod nerealist, astfel:
 s-a acceptat includerea în tariful de transport a amortizării calculate pentru investiții
în valoare estimată de 51.839 mii lei, care nu sunt destinate infrastructurii de transport a
energiei (ex : cheltuieli efectuate pentru măsurători topografice și documentații topo cadastrale;
cheltuieli aferente amenajării unui stand expozițional; achiziția de telefoane mobile și a unor bunuri
pentru dotarea spațiilor de lucru – jaluzele; costul lucrărilor de modernizare a garajului entității ;
cheltuieli pentru amenajarea unor terenuri de sport; cheltuieli ocazionate de participarea la diverse
conferințe; costuri cu amenajarea unor spații verzi; cheltuieli pentru achiziția de cabine de pază, etc).
Efectul accep tării acestor achiziții în baza reglementată a activelor , ca fiind investiții
aferente infrastructurii de transport al energiei electrice, a condus la acceptarea amortizării
aferente acestora în tariful mediu de transport al energiei electrice și impli cit la supradimensionarea
acestuia, în mod nejustificat.
 s-a acceptat includerea în baza reglementată a activelor și implicit includerea în
tarif a amortizării aferente pentru două lucrări de investiții în valoare estimată de 73.742 mii lei,
nefinalizate, trecute în conservare și scutite de la calculul amortizării (cu avizul Ministerului
Finanțelor Publice – ANAF).
Efectul includerii acestor investiții în Baza reglementată a activelor (în BAR inițial), constă
în majorarea în mod nereal , cu valoarea amortiză rii anuale a acestor mijloace fixe deși CNTEE
Transelectrica SA nu a înregistrat costuri cu amortizarea, fiind trecute în conservare, și implicit a
tarifului mediu de transport al energiei electrice pentru perioada de reglementare 2008 -2013.
 s-a acceptat indexarea amortizării activelor cuprinse în baza reglementată a activelor
și a rentabilității bazei reglementate a activelor, cu rata inflației/rata titlurilor de stat, în
condițiile în care, legislația în vigoare nu prevede indexarea anuală cu indicele de inflație a
amortizării , aceasta reprezentând o cheltuială de exploatare fixă .
Astfel, în urma corecțiilor efectuate la sfârșitul perioadei de reglementare (corecții efectuate în
anul 2014), pentru perioada 2010 -2012, costurile cu amortizarea acceptate în tariful mediu de
transport au fost cu 52.052 mii lei mai mari decât costurile cu amortizarea realizată efectiv de
CNTEE Transelectrica SA.
Acest aspect a fost generat de faptul că, prin Metodologia de determinare a tarifelor pentru
serviciul de transport , s-a prevăzut aplicarea actualizării cu rata inflației /rata titlurilor de stat a
costurilor înregistrate cu amortizarea .
Efectul incl uderii în tarifele de transport a unor costuri cu amortizarea , peste nivelul
celor realizate efectiv, constă în majorarea tarifului mediu de transport al energiei electrice în mod
nerealist.

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 108 din 129 7. Exercitarea de către autoritatea de reglementare a activității de control cu
privire la respectarea de către operatorii economici din sectorul energiei electrice a
legislației spec ifice
Pentru desfășurarea în condiții de eficiență a pieței de energie electrică, un aport important îl
are activitatea de control și protecție a consumatorilor de energie, desfășurată de ANRE.
Principalul obiectiv al acestei activități constă în supravegh erea respectării de către
participanții la piața de energie (producători, transportator, distribuitori, furnizori, consumatori) a
prevederilor legale și a cadrului de reglementare aplicabil în domeniul energiei electrice.
ANRE a avut atribuții în exercitar ea controlului privind respectarea cadrului legal de către
operat orii economici din domeniul energiei electrice,în baza următoarelor acte normative:
– în perioada 22.02.2007 – 05.10.2012 , în baza prevederilor art. 11 alin 2, lit. i) și k) din
Legea nr. 13/ 2007 a energiei electrice;
– în perioada 06.10.2012 – prezent , în baza prevederilor art. 9 alin. 1, lit. j) din OUG nr.
33/2007 , cu modificările și completările ulterioare.
Totodată, prin Legea nr. 123/ 2012, s -a prevăzut efectuarea de investigații de către personalul
ANRE, din oficiu sau ca răspuns la o plângere formulată de către o persoană fizică ori juridică. În
acest sens, ANRE avea obligația de a elabora procedura de investigații în baza unui Regulament
privind organizarea și desfășurarea activității d e investigare , aprobat prin ordin al președintelui
ANRE.
 S-a remarcat faptul că la nivelul ANRE nu a fost elaborat și aprobat un Regulament
privind organizarea și desfășurarea activității de investigare, deși de la data intrării în vigoare a
prevederilor care instituiau efectuarea de investigații de către personalul ANRE au trecut mai mult
de 3 ani.
În ceea ce privește activitatea de control, aceasta a fost organizată și s-a desfășurat la nivelul
ANRE (central) și în cadrul celor 9 Oficii Teritoriale (A rad, Brașov, Cluj, Craiova, Constanța, Galați,
Iași, Târgu Mureș și Sibiu).
 Referitor la activitatea de control desfăș urată de ANRE, s -au remarcat următoarele :
 Situația personalului angajat din cadrul ANRE, care au calitatea de agenți constatatori , a
înregistrat o evoluție ascendentă, de la 22 de agenți în anul 2010 , la 38 de agenți în anul 2014 ,
respectiv o majorare cu 72 %.
Comparativ cu evoluția numărului de operatori economici care au deținut licență pentru
desfășurarea activităților specifice pieței de energie, nivelul de majorare al numărului de agenți
constatatori de 72% înregistrat în perioada auditată este net inferior nivelului de majorare al
numărului de titulari de licență , chiar și în condițiile raportării la numărul de producători , în
rândul cărora s -a înregistrat o creștere a numărului de licențe de producere a energiei electrice de
peste 5,39 ori , de la 129 licențe în anul 2010 , la 696 licențe în anul 2014.
 În ceea ce privește numărul petițiilor înregistrate în domeniul energiei electrice
înregistrate la ANRE se remarcă o creștere cu 98% a petițiilor formulate de consumatori, în
perioada 2010 -2014, respectiv de la 1 .281 petiții în anul 2010, la 2 .539 petiții în anul 2014, fapt ce
poate semnifica creșterea gradului de nemulțumire al consumato rilor față de serviciile prestate de
participanții la piață. Ponderea cea mai mare a principalelor probleme semnalate de către
consumatori în perioada 2011 -2014 se referă la facturarea energiei electrice (24,37%) , urmată de
calitatea energiei electrice (15,72%).
 Din analiza evoluției numărului de acțiuni de control efectuate de personalul ANRE în
perioada 2010 -2014 s-a remarcat creșterea numărului de acțiuni de control, de la 503 în anul 2010, la
803 în anul 2014 , ceea ce reprezintă o majorare cu aproximat iv 60% , ponderea principală
deținând -o acțiunile de control de tip in specție și supraveghere.

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 109 din 129  În ceea ce privește cuantumul amenzilor aplicate în urma acțiunilor de control de sfășurate de
personalul ANRE, s -a constatat majorarea cuantumului amenzilor aplic ate, de la 1.286 mii lei în anul
2010, la 30.561 mii lei în anul 2014.
Această evoluție a fost influențată de faptul că valoarea maximă a valorii amenzilor acordate
pentru neplata contravalorii certificatelor verzi neachiziționate de către furnizorii și p roducătorii de
energie, la termenele stabilite prin reglementările ANRE, a fost majorată d e 10 ori prin Legea nr.
23/2014, de la 100 mii lei la 10.000 mii lei.
Astfel, din totalul amenzilor de 30.561 mii lei aplicate în anul 2014, 21.894 mii lei (71,64%
din total amenzi aplicate) reprezintă amenzile aplicate operatorilor economici pentru neplata către
Administrația Fondului pentru Mediu a contravalorii certificatelor verzi neachiziționate.
 În ceea ce privește numărul de acțiuni de control efectuate în p erioada auditată în
domeniul energiei electrice și eficienței energetice, raportat la numărul de agenți constatatori, se
remarcă faptul că în perioada 2010 -2012 a fost înregistrată o scădere a acțiunilor de control, de
la aproximativ 23 acțiuni/agent const atator în anul 2010, la aproximativ 15 acțiuni/agent constatator
în anul 2012, respectiv o reducere cu 35%, urmată de o majorare până la aproximativ 18
acțiuni/agent constatator în anul 2013, respectiv până la aproximativ 21 acțiuni/agent constatator
în anul 2014.
 Referitor la sancțiunile contravenționale aplicate urmare a acțiunilor de control efectuate de
personalul ANRE în perioada 2010 -2014, precum și la gradul de achitare a amenzilor
contravenționale de către operatorii economici sancționați, s -au con statat următoarele:
– creșterea numărului de sancțiuni contravenționale aplicate în urma acțiunilor de control
desfășurate, respectiv de la 309 sancțiuni în anul 2010 (61,4% din totalul acțiunilor de control), la
517 sancțiuni aplicate în anul 2014 (64,3% din totalul acțiunilor de control). În ceea ce privește tipul
de sancțiuni aplicate , ponderea cea mai mare, în perioada 2010 -2013, au deținut -o avertismentele
(52-63%), iar în anul 2014 ponderea cea mai mare au deținut -o amenzile contravenționale
(75,4%);
– diminuarea numărului amenzilor contravenționale achitate și aflate în executare silită în
perioada auditată, respectiv de la un grad de achitare de 91% înregistrat în anul 2010, la un grad de
achitare de 84 % în anul 2014.

8. Evaluarea sistemului IT
La nivelul ANRE , pentru domeniul Energiei Electrice și Eficienței Energetice, principala
aplicație informatică este MIS (Management Information System), aplicație realizată începând cu
anul 2003. În anul 2014 , Sistemul MIS a fost modernizat, prin suplimentar ea de funcții și actualizarea
platformei software.
În ceea ce privește structura de personal cu atribuții în domeniul IT, în anul 2007 , în cadrul
Departamentului IT își desfășurau activitatea un număr de 8 salariați, iar în anul 2010 activitatea IT
era or ganizată sub forma unui compartiment, în cadrul Departamentului Cooperare, Programe,
Comunicare, Serviciul relații cu publicul, își desfășurau activitatea 2 persoane , ce asigurau suportul
tehnic și arhitectura hardware și de comunicații a ANRE.
Ulterior, la finele anului 2012, a fost înființat Serviciul IT format din 2 persoane.
 Referitor la sistemul IT, s -au remarcat următoarele :
 Nu există o politică clară de recrutare , pregătire și evaluare a resurselor umane IT, iar
personalul de specialitate IT este insuficient din punct de vedere numeric și structural.
Concentrarea cunoștințelor IT la un număr restrâns de personal a creat o dependență
semnificativă de „persoane cheie” care nu lucrează în departamentul IT.

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 110 din 129 Lipsa unei strategii multianuale de pregăti re a personalului IT face ca accentul să se deplaseze
spre perfecționarea individuală.
 Nu există un Regulament de utilizare a sistemului IT&C din cadrul ANRE, prin care
să fie stabilite : procedurile IT utilizate în cadrul ANRE, reglementări pentru utilizar ea internetului,
accesul la bazele de date ale instituției, proceduri , respectiv politici , cu privire la utilizarea e -mail-
ului.
 Nu există o Strategie IT și respectiv un Plan de implementare a Strategiei, pe termen
mediu și lung, corespunzător obiectivelor ANRE.
Aceasta ar contribui la o mai bună percepție asupra problemelor cu care se confruntă
departamentele din cadrul ANRE.
 Modificările legislative frecvente și de substanță din ultima perioadă au condus la dese
adaptări și modificări în structura aplicaț iilor informatice. Acestea au devenit foarte laborioase, fiind
uneori insuficient testate, având repercusiuni nedorite asupra calității documentației de utilizare, a
operativității instruirii utilizatorilor și asupra calității activității în general.
 Nu su nt create suficiente proceduri pentru validarea și corelarea datelor, ceea ce mărește
timpul de prelucrare și dă posibilitatea producerii de erori.
Se poate aprecia că sistemul informatic actual utilizat de entitate, prin complexitatea și
particularitățile sale, va fi dificil de implementat în totalitatea sa fără o implicare și susținere
adecvată la toate nivelele manageriale, decizionale, și fără asigurarea volumului și structurii
necesare de resurse, materiale și umane, care să asigure succesul procesului de informatizare.

9. Evaluarea sistemului de control intern
Evaluarea sistemului de control intern la nivelul ANRE a reprezentat unul dintre obiectivele
misiunii de audit financiar derulate în anul 2015 la nivelul entității.
 Referitor evaluarea sistemu lui de control la nivelul ANRE , s-au remarcat următoarele :
– din cele 25 de standarde prevăzute de OMFP nr. 946/2005, 20 standarde sunt integral
implementate și 5 standarde parțial implementate.
– în cadrul ANRE nu a fost elaborat Planul Strategic de acți une pentru perioada 2012 –
2015, prin care trebuia să se stabilească Strategiile de implementare și control.
– au fost inventariate 72 de activități procedurabile, dar nu au fost întocmite proceduri pentru
toate aceste activități și nici nu au fost identific ate și evaluate riscurile asociate activităților în vederea
implementării unor controale asupra riscurilor semnificative.
– pentru activitățile din cadrul entității și, în special, pentru activitățile care se derulează în
piața de energie electrică și pen tru operațiunile economice, s -a constatat că nu sunt elaborate
proceduri scrise , care să fie comunicate tuturor salariaților implicați.
Ca urmare, sistemul propriu de control intern/managerial este parțial conform cu
standardele de control intern/manageria l, aprecierea gradului de conformitate având la bază
prevederile Anexei 4, pct.1.1, lit. d din OMFP nr. 946/2005 , cu modificările și completările
ulterioare.
Concluzii:
În urma evaluării mediului de control, performanței și managementului riscului, precum și a
activităților de control realizate de ANRE s -a apreciat că nivelul de încredere în sistemul de control
intern al entității ca fiind “satisfăcător”.

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 111 din 129 CAPITOLUL III
Punctul de vedere al conducerii entității auditate cu privire la aspectele constatate
în urma misiunii de audit al performanței

În urma Ședinței de conciliere, din analiza Pr oiectului Raportului de audit al performanț ei:
nu au rezultat divergențe de opinii între reprezentanții Curții de Conturi și
reprezentanții SC OPCOM SA.
au rezultat div ergențe de opinii între reprezentanții Curții de Conturi și
reprezentanții ANRE cu privire la:
 sectorul surselor regenerabile de energie electrică , entitatea motivând în principal
următoarele :
Punctul de vedere al reprezentanților ANRE Punctul de vedere a l Curții de Conturi
Referitor la tranzacționarea certificatelor
verzi de către operatori care nu aveau obligația de
achiziție , ANRE a invocat următoarele :
-“Legea nr. 220/2008 pentru stabilirea
sistemului de promovare a producerii energiei
din surse regen erabile de energie nu conținea
prevederi care să interzică astfel de tranzactii”
– “Legea nr. 220/2008 pentru stabilirea
sistemului de promovare a producerii energiei
din surse regenerabile de energie nu conținea
prevederi care să interzică tranzacționarea
certificatelor verzi de către furnizori de la
producătorii unde erau acționari. ”
Argumentele aduse de ANRE nu modifică aspectele
constatate de auditorii publici externi, întrucât prin
modul în care a fost reglementat ă funcționare a pieței de
certificate verzi:
– s-a creat posibilitatea ca de ajutorul suportat
integral de consumato rii finali de energie electrică să
beneficieze și alte persoane juridice care au activat pe
piața de energie, în calita te de intermediari
(furnizori ) și care din operațiuni de tranzacționare a
unui număr de certificate peste cota obligatorie stabilită
de ANRE, au obținut venituri însemnate , în condițiile
în care, beneficiarii sistemului de promovare sunt
producătorii de E-SRE, și nicidecum furnizorii;
– au fost create premisel e formării unor înțelegeri
între părți afiliate , în defavoarea altor operatori
economici , care au fost obligați să vândă CV la un preț
cât mai redus pentru a face față concurenței și abundenței
de certificate verzi din piață, fiind posibilă în unele cazur i
tranzacționarea de CV între operatori din cadrul unui
grup la prețuri cu peste 40% mai mari, în detrimentul
consumatorilor.
Referitor la modul de facturare al
certificatelor verzi la consumatorii finali, ANRE
a invocat următoarele : “Legea nr. 220/2008 ,
republicată, cu modificările și completările
ulterioare, nu prevede o astfel de obligație de
monitorizare si nici care este entitatea institutia
care trebuie sa efectueze aceasta activitate. ”
Argumentele aduse de ANRE nu modifică aspectele
constatate de auditorii publici externi, întrucât
monitorizarea schemei de promovare s -a limitat doar la
cuantificarea sumelor de care au beneficiat producătorii
de E -SRE în urma vânzării CV primite, fără a se urmări
și cuantifica rea efortul ui financiar suportat de
consumatorii de energiei electrică, în condițiile în care
această schemă este suportată integral de aceștia prin
includerea contravalorii CV în facturile de energie.

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 112 din 129  prețurile și tarifele aplicate pentru energia destinată consumatorilor și modul de calcul
al tarifelor aferente serviciului de distribuție și transport a energiei electrice , entitatea motivând
următoarele:
Punctul de vedere al reprezentanților
ANRE Punctul de vedere al Curții de Conturi
Referitor la modul de stabilire a tarifelor
aferente servici ului de distribuție, ANRE a
invocat următoarele :
a) metodologiile de calcul a tarifelor
pentru activitatea de distribuție și transport nu
prevăd o limitare asupra profitului brut
obținut de operatori;
b) neactualizarea amortizării mijloacelor
fixe cu rata inflației conduce la
decapitalizarea treptată a unui agent
economic;
c) includerea în BAR a contoarelor ,
truselor de scule pentru electricieni s-a
efectuat pentru uniformizarea modului de
tratare a recunoașterii costurilor aferente,
deoarece s -a constat at că tratarea acestor
bunuri a fost diferită între operatori, unii
incluzând aceste costuri la costurile de operare
și mentenanță, alții în cadrul investițiilor;
d) chiar dacă în textul Metodologiei
revizuit prin Ordinul nr. 39/2007 la redactarea
formule lor s -a împărțit valoarea RRR la 100,
considerăm că în interpretarea textului de
reglementare trebuie să prevaleze punctul de
vedere al elaboratorului (ANRE);
e) luarea în considerare la calculul
indicatorului fond de rulment -NFRR , a fost
de a asigura o c ompensație pentru întârzierile
la plată ale utilizatorilor serviciului și de a
acoperi decalajul existent între momentul
emiterii facturilor pentru energia electrică
distribuită și cel al efectuării plăților. Argumentele aduse de ANRE nu modifică aspectele
constatate de auditorii publici externi, întrucât:
– în conformitate cu prevederile art. 76 (1) din
Legea energiei ( nr. 13/2007 și nr. 123/2012 ), la
stabilirea prețurilor și tarifelor reglementate pentru
activităț ile de transport și distribuție ANRE avea
obligația să ia în considerare costurile justifi cate ale
activităților respective, cheltuielile pentru dezvoltare și
protecția mediului , precum și o cotă rezonabilă de
profit ;
– ANRE a acceptat indexarea valorii amortizării
anuale a activelor incluse în BAR cu indicele de
inflație înregistrat în această perioadă, în condițiile în
care legislația aplicabilă nu prevede indexarea
costurilor cu amortizarea cu indicele de inflație.
Referitor la afirmația privind decapitalizarea
operatorilor economici , aceasta nu poate fi reținută
întrucât ANRE a prevăzut art. 63 din Metodologia
aprobată prin Ordinul 39/2007, recunoașterea
reevaluării activelor în ultimul an al fiecărei perioade
de reglementare ;
– în conformitate cu prevederile art. 6 din Legea
nr. 15/1994, bu nurile invocate (contoare electrice –
mijloace de măsurare, scule, truse) nu îndeplineau
condițiile legale de durată și valoare pentru a fi
considerate mijloace fixe;
– ANRE nu a aplicat modul de calcul al
indicatorului rentabilitatea bazei activelor regl ementate
(RBAR) așa cum acesta a fost stabilit prin Metodologia
aprobată prin Ordinul ANRE nr. 39/2007 (publicat în
Monitorul Oficial), în sensul că, la determinarea acestui
element de cost indicatorul RRR (rata reglementată a
rentabilității) nu a fost po nderat cu 100 , ceea ce a condus
la majorarea tarifelor aferente serviciului de distribuție ;
– în conformitate cu prevederile art. 76 (1) din
Legea energiei (nr. 13/2007 și nr. 123/2012) , pentru
stabilirea prețurilor și tarifelor reglementate trebuiau
luate în calcul costurile justificate ale activităților
respective. Ori în cazul neachitării la termen a facturilor
de către operatori, în conformitate cu art. 15 din Anexa
la Ordinul 43/2004, s -a prevăzut plata de penalități la
nivelul dobânzii datorate pentru neplata creanțelor
fiscale .

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 113 din 129 CAPITOLUL IV
Măsurile întreprinse de conducerea entității în timpul /ulterior misiunii de audit al
performanței
Pe parcursul derulării misiunii de audit, au fost întreprinse următoarele măsuri:
 ANRE , prin Ordinul președintelui ANRE nr. 112/2014, a renunțat la actualizarea cu indicele
de inflație a valorii amortizării anuale aferente activelor incluse în BAR, fără a se efectua corecții
pentru perioada anterioară emiterii Ordinului;
 ANRE a supus consultării publice Proiectul de Or din privind aprobarea Regulamentului
privind organizarea și desfășurarea activității de investigare în domeniul energiei .
 În ceea ce privește costurile înregistrate de operatorii principali de distribuție cu părțile
afiliate , ANRE a demarat o serie de cont roale la operatorii de distribuție concesionari.
 În luna august 2015 a fost postat pe site -ul ANRE, Raportul privind indicatorii de
performanță ai servi ciului de transport și distribuț ie a energiei electrice , care include pentru prima
dată o secțiune priv ind analiza stă rii tehnice a rețelelor.
 ANRE a elaborat și supus dezbaterii publice o procedură prin care se stabilesc reguli stricte
privind conținutul programelor de investiții , precum și criterii de acceptare în BAR a acestora după
realizarea lor;
 SC OP COM SA a solicitat ANRE crearea cadrului de reglementare referitor la aplicarea art.
21 (7) din Legea nr. 123/2012, privind obligația participanților la piața de energie de a transmite
OPCOM SA, informații privind cantitățile de energie electrică tranzacți onate;
 OPCOM SA a propus ANRE ridicarea pragului minim de la 4 la 8 parteneri eligibili pentru
derularea tranzacțiilor în cadrul pieței PC -OTC. La momentul finalizării misiunii de audit, în urma
măsurilor întreprinse ulterior de ANRE, prin Ordinul ANRE nr . 151/2015, s-a stabilit ca în
cadrul pieței PC -OTC, lista de eligibilitate a operatorilor s ă cuprindă un număr minim de 8 parteneri
eligibili .
Ulterior derulării misiunii de audit, au fost întreprinse următoarele măsuri :
 referitor la aspectele consemnate la punctul 1.2.1, ANRE a modificat prin Ordinul nr.
4/2016 Metodologia de determinare și monitorizare a supracompensării activității de producere a
energiei electrice și termice în cogenerare de înaltă eficiență , în sensul că:
– a fost introdusă și defini tă formula de calcul a elementului B (criterii definire) cog.î.ef. (cantitatea de
combustibil aferentă îndeplinirii criteriilor de definire a cogenerării de înaltă eficiență – MWh) ;
– s-a stabilit ca v aloarea supracompensării constatate pentru un producăto r, să fie actualizată
cu dobânda de referință aferentă perioadei de evaluare a supracompensării, stabilită de Comisia
Europeană pentru România;
 feritor la aspectele consemnate la punctul 1.2.3, ANRE a supus dezbaterii publice
modificarea Ordinului nr. 145 /2014 privind implementarea sistemelor de măsurare inteligentă (SMI)
a energiei electrice. Modificările aduse se referă la abrogarea art.3 care stabilea ținta de 80% pentru
implementarea SMI până în anul 2020 și introducerea unui nou articol care prevede realizarea de
către ANRE a unei analize cost -beneficiu pentru stabilirea Planului Național de Implementare a SMI
în 2017 -2020.
 referitor la aspectele consemnate la punctul 6.1.3, ANRE a emis Ordinul nr. 165/2015,
pentru modificarea Metodologiei de aproba re a tarifelor pentru serviciul de distribuție . În Referatul
de aproba re a acestui Ordin s-a menționat faptul că modificările efectuate sunt în concordanță cu
prevederile art. 76 alin. (1) din Legea nr. 123/2012, potrivit căruia tarifele reglementate de d istribuție
trebuie să asigure operatorilor de distribuție concesionari o cotă rezonabilă de profit.

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 114 din 129  referitor la aspectele consemnate la punctul 6.3, ANRE a supus dezbaterii publice
Procedura privind elaborarea și aprobarea programelor de investiții ale o peratorilor economici
concesionari ai serviciului de distribuție a energiei electrice , potrivit căreia:
– investițiile în mijloacele fixe aparținând rețelelor electrice de distribuție trebuie să reprezinte
minim 90% din valoarea totală a programului anual de investiții;
– 5 – 10% din valoarea investițiilor în rețelele electrice trebuie să reprezinte lucrări de
electrificare a localităților și de extindere a rețelelor de distribuție;
– 5- 10% din valoarea investițiilor în rețelele electrice trebuie să reprez inte lucrări de întărire a
rețelelor de distribuție;
– numărul grupurilor de măsurare înlocuite în decursul unui an nu poate să depășească 7% din
numărul grupurilor de măsurare existente la locul de consum din zona de licență;
– valoarea investițiilor în d otări (echipamente IT, autovehicule, echipamente de lucru, utilaje)
nu poate să depășească 10% din valoarea totală a programului anual de investiții;
– numărul de autovehicule achiziționate în decursul unui an nu poate să depășească 10% din
numărul celor a flate în folosință la sfârșitul anului anterior.

CAPITOLUL V
Concluziile generale și recomandările formulate
Concluziile generale rezultate în urma misiunii de audit al performanței sunt următoarele :
 La nivel național au fost luate măsuri pentru atingere a obiectivului prevăzut în Strategia
Europa 2020 , respectiv a obiectivului: creșterea la 20% a ponderii surselor regenerabile de
energie în consumul final de energie. Astfel, România a atins nivelul țintei privind ponderea
energiei electrice produse din su rse regenerabile de energie în consumul final brut de energie
electrică stabilit pentru anul 2020 , de 38% , încă din anul 2013 , când a fost înregistrată o
pondere de 40%, înregistrând un trend ascendent în continuare, astfel că în anul 2014 această
pondere a atins nivelul de 44%.
 La nivelul ANRE s -a constata t lipsa unei monitorizări corespunzătoare a pieței de
certificate verzi în sensul exist enței unor neconcordanțe între datele furnizate de entitățile cu atribuții
în administrarea Schemei de promovare a E -SRE prin certificate verzi (ANRE, CNTEE
Transelectrica SA și SC OPCOM SA) , precum și în nedeterminarea tuturor indicatori lor de
monitorizare ai acestei piețe .
 În perioada auditată, pentru promovarea producției de energie din surse regenerabile,
producăt orilor de energie electrică din surse regenerabile le-au fost acordate, în vederea
tranzacționării, 30.757.466 certificate verzi , cel mai mare număr fiind acordat producătorilor din
surse eoliene (17.031.291 CV), reprezentând 55,37% din numărul de certific ate verzi acordate în
această perioadă . Astfel, din tranzacționarea certificatelor verzi, producătorii de E -SRE
(beneficiari ai schemei) au beneficiat în perioada 2010 -2014 de fonduri în sumă estimată de 5.347
milioane lei (echivalent a 1.208 milioane eu ro).
 Legislația aplicabilă în ceea ce privește tranzacționarea certificatelor verzi a permis
comercializarea acestora de către operatori economici care, fie nu aveau obligație de achiziție, fie
aveau stabilită o cotă redusă comparativ cu numărul de certif icate pe care le -au tranzacționat, situații
care au condus la obținerea de profituri însemnate de către unii operatori economici.
Din analiza funcționării pieței de certificate verzi s-a constatat tranzacționarea de
certificate verzi de către furnizori, peste cota obligatorie de achiziție stabilită (de până la 9565 ori
față de cota obligatorie ), situații constatate în cazul a 4 operatori economici care prin aceste
tranzacții au obținut venituri suplimentare estimate la 1.973 mii lei , în condițiile în care scopul

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 115 din 129 schemei de promovare este de a oferi sprijin producătorilor de energie și nicidecum
furnizorilor.
 Totodată, s -au constatat situații în care unii furnizori de energie au achiziționat în anul 2013
certificate verzi în baza contractelor negociate înch eiate pe PCBCV , de la producători unde erau
acționari, la prețuri cuprinse între 262-264 lei/CV, în condițiile în care aceștia au achiziționat
certificate verzi de pe piața centralizată administrată de OPCOM (PCCV), la prețul mediu de 186,48
lei/CV (160 le i/CV – 190 lei/CV ).
 Au fost înregistrate tranzacții cu certificate verzi și cu energie electrică între aceiași
operatori economici , respectiv furnizorii de energie achiziționau de la producătorii de energie
atât certificatele verzi, cât și energia electric ă la un preț minim ( în unele cazuri energia electrică
fiind comercializată la prețul de 40 lei/MWh ) de la același operator, existând suspiciunea unor
înțelegeri netransparente între acești operatori .
 În România , sistemul de promovare a producerii energie i electrice din surse regenerabile de
energie a fost initial instituit prin Hotărârea Guvernului nr. 1892/2004, act normativ care nu
reglementează modul de suportare a acestei scheme. P rin Ordinul ANRE nr. 22/2006 (act normativ
emis în baza H .G. nr. 1892/2 004), s -a prevăzut dreptul furnizorilor de energie de a recupera
costurile aferente achiziționării de CV, de la consumatorii captivi , prin intermediul tarifelor
reglementate la energia electrică, iar de la consumatorii eligibili, prin mărirea corespunzătoa re a
prețului de vânzare a energiei electrice.
Ordinul ANRE nr. 22/18.10.2006 a fost abrogat începând cu 04.11.2011 de Ordinul ANRE
nr. 4/20.10.2011, act normativ prin care nu a mai fost prevăzut în mod explicit dreptul furnizorilor
de energie de a recuper a costurile aferente achiziționării de CV.
 Nu a fost urmărită și cuantificată valoarea certificatelor verzi incluse în facturile de
energie suportate de consumatorii finali , monitorizarea schemei de promovare limitându -se doar la
cuantificarea sumelor de care au beneficiat producătorii de E -SRE în urma vânzării certificatelor
verzi primite, fără a se cuantifica și efortul financiar suportat de consumatorii de energiei
electrică , în condițiile în care această schemă este suportată integral de aceștia. Astfe l, există
posibilitatea ca o parte din aceste venituri să ajungă la operatorii economici care au tranzacționat
astfel de certificate verzi în scopul obținer ii de profituri .
Datorită neurmăririi modului în care furnizorii de energie electrică transferă cătr e
consumatorii finali costul certificatelor verzi achiziționate, și implicit prin efectuarea unei
monitorizări ineficiente, s-a constatat faptul că în anul 2012 , în facturile de energie electrică a le
consumatorilor finali s -a dublat valoarea certificatelor verzi suportate de consumatori, atât prin
includerea acestora în tariful reglementat de furnizare, cât și prin facturarea separată a acestei
contribuții, fapt ce a generat realizarea de venituri necuvenite de către furnizorii de ultimă
instanță în valoare totală de 125.233 mii lei. Ulterior, situația a fost corectată de ANRE prin
efectuarea de corecții la momentul stabilirii tarifelor de furnizare a energiei electrice.
 Impactul aplicării sistemului de promovare a E -ESR cu certificate verzi, în prețul
energ iei electrice inclus în factura consumatorului final, în perioada 2010 -2014 , s-a situat între 3,55
lei/MWh în anul 2010 și 37,37 lei/MWh în anul 2014 , evoluția pe ani fiind în sensul creșterii de
peste 11,2 ori în perioada 2010 -2013 până la valoarea de 40, 04 lei/MWh, după care a înregistrat o
ușoară scădere în anul 2014 , până la valoare a de 37,37 lei/MWh.
 Nu au fost elaborate reglementări privind monitorizarea producției de energie
electrică din surse regenerabile utilizată pentru acoperirea consumului naț ional de energie electrică,
precum și pentru monitorizarea energiei electrice din SRE destinată exportului, în condițiile în

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 116 din 129 care legislația în vigoare permitea comercializarea E-SRE care beneficiază de sistemul de
promovare doar pentru acoperirea consumul ui final brut de energie electrică al României.
În aceste condiții, deși au trecut peste 3 ani și jumătate de la apariția Ordonanței de
Urgență a Guvernului nr. 88/2011 , s-a constatat faptul că nu a fost creat cadrul de reglementare
privind: stabilirea mo dului de determinare a energiei electrice produs ă din surse regenerabile de
energie care a beneficiat de sistemul de promovare prin certificate verzi destinată consumului
național, astfel încât să se evite exportul de energie electrică produsă din SRE pent ru care
consumatorii români achită valoarea certificatelor verzi introduse în facturi .
 În legislația națională nu a fost transpusă prevederea din Decizia CE nr. 4938/2011
privind ajutorul de stat SA 33134 (2011/N), referitoare la obligativitatea producăto rilor de energie
din surse regenerabile de a vinde energia electrică la prețul pieței pentru energia electrică
produsă din surse convenționale, constatându -se diferențe substanțiale între prețurile de
tranzacționare a energiei electrice produsă din surse r egenerabile care, în unele cazuri , a fost
tranzacționată la prețul de 40 lei/MWh (inclusiv componenta de transport), respectiv la cel mai mic
preț practicat pe PCCB de la înființare, și prețul de tranzacționare a energiei convenționale care în
unele cazuri a fost vândută la prețul de 210,95 lei/MWh , de peste 5,2 ori mai mare .
 Deși pentru sectorul energiei regenerabile s -au prevăzut finanțări nerambursabile prin
Programul Operațional Sectorial „Creșterea Competitivității Economice” (POS CCE) – Axa
prioritar ă 4, de aproape 550 milioane euro ceea ce ar fi însemnat un sprijin financiar destul de
semnificativ, nivelul finanțărilor nerambursabile acordate au fost de doar aproximativ 140 milioane
euro , acest fapt datorându -se în principal numărului mare de contrac te de finanțare reziliate și
nivelului redus de implementare al proiectelor .
 În ceea ce privește derularea proiectelor de investiții (în domeniul eficienței energetice
– obiectiv stabilit în cadrul Strategiei Europa 2020) prin implementarea Schemelor de s prijin în
cadrul POS CCE – Axa 4, se remarcă un grad de realizare redus al proiectelor de investiții, de 25% –
64,7% , în condițiile în care termenul de implementare a proiectelor aferente acestor operațiuni era
31.12.2015.
 În ceea ce privește Schema de ajutor de stat pentru promovarea cogenerării de înaltă
eficiență , până la data de 31.12.2014, față de Bugetul schemei de sprijin, cantitatea de energie
produsă în cogenerare de înaltă eficiență care a beneficiat de sprijin a fost de doar 10% (20.255
GWh) , iar efortul financiar înregistrat a fost de 3.597.951 mii lei (816.903 mii euro), fiind înregistrat
un grad de realizare de 21% .
 În ceea ce privește utilizarea fondurilor obținute de producătorii de energie prin accesarea
Schemei de sprijin pentru promovar ea cogenerării de înaltă eficiență, se remarcă un interes scăzut
din partea celor care au beneficiat de sprijin, în scopul în care a fost autorizată schema,
respectiv pentru realizarea de investiții noi și pentru retehnologizarea unor unități de
cogenerare , astfel:
– au fost realizate investiții în retehnologizare în valoare de 148.425 mii lei , finanțate din
bonusul de cogenerare acordat de 3.597.952 mii lei , respectiv în procent de 4,13% ;
– au fost realizate investiții noi în tehnologia de cogenerare în v aloare de 81.472 mii lei ,
finanțate din bonusul de cogenerare acordat, respectiv în procent de 2,26% .
 În anul 2014 , ANRE a constatat pentru perioada 2011 -2013 supracompensarea (ajutoare de
stat acordate suplimentar) în cazul a 8 producători, situație în c are au fost emise Decizii de
supracompensare în valoare de 429.745 mii lei, iar în anul 2015 s-a constatat pentru anul 2014
supracompensarea în cazul a 5 producători, situație în care au fost emise Decizii de supracompensare
în valoare de 48.800 mii lei.

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 117 din 129  Referitor la modul de calcul al supracompensării, s -a constatat :
– existența unor neconcordanțe între cadrul legal emis de ANRE și cel aprobat de
Guvernul României prin Hotărârea Guvernului nr. 1215/2009, respectiv, în condițiile în care prin
Hotărârea Guve rnului nr. 1215/2009 s-a prevăzut faptul că supracompensarea se determină prin
luarea în considerare a veniturilor rezultate din vânzarea energiei electrice și termice produse în
cogenerare , ANRE a stabilit prin Ordinul președintelui ANRE nr. 84/2013 faptul că veniturile
sunt calculate printr -o metodă virtuală, de extragere doar a acelor venituri care sunt aferente
activității de cogenerare de înaltă eficiență, utilizând valori de referință, respectiv a prețului de
referință al energie electrice stabilit l a nivelul de 90 % din prețul de tranzacționare a energiei
electrice realizat pe Piața pentru Ziua Următoare, fără a exista date care să susțină acest
procent;
– utilizarea de către ANRE, la calcularea valorii supracompensării, a unor formule de calcul
care nu au fost cuprinse în Metodologia aprobată prin Ordinul nr. 84/2013, fapt ce a condus la
acordarea suplimentară de fonduri producătorilor de energie în sumă de 161.935 mii lei, în perioada
2011 -2014 .
 Promovarea proiectelor pilot privind contorizarea in teligentă (implementarea sistemelor
de măsurare inteligentă până în anul 2020, la cca. 80% din numărul de clienți ) nu a fost corelată cu
Programele de investiții derulate de operatorii de distribuție, astfel încât să fie evitată situația în
care contoarel e de măsurare a energiei electrice sunt înlocuite la un interval scurt de timp, generând
astfel costuri suplimentare pentru consumatori . Acest lucru se impunea deoarece î n perioada
2010 -2013, operatorii principali de distribuție au efectuat în cadrul progr amelor de investiții anuale,
montarea unui număr de 3.114.786 contoare electrice (34,41% din numărul total de 9.051.415
utilizatori racordați la rețelele electrice din patrimoniul celor opt operatori principali de distribuție ) în
valoare de 605.377 mii lei.
 La nivel național, nu a fost elaborat ă o Politică energetică, care să cuprindă direcțiile
prevăzute prin Strategia energetică a României , pe domenii de activitate, cu termene de
implementare a proiectelor prioritare de investiții. Astfel, în ultimii 25 de ani nu a existat o
coerență și consecvență în politicile din domeniul energetic, marile proiecte de investiții fiind
începute încă din perioada anterioară anului 1990 (exemplu : la SC Hidroelectrica SA, primele
studii de amplasament pentru centrala de a cumulare prin pompaj Tarnița – Lăpustești au fost realizate
în perioada 1975 -1985), fără a fi finalizate până în prezent , majoritatea proiectelor nu au fost
realizate și puse în funcțiune , unele dintre acestea nefiind demarate sau fiind în stadiul de
proie ct.
Proiectele de investiții prioritare prevăzute în Strategia energetică a României nu au fost
realizate , una dintre cauze constând în faptul că sectorul energiei electrice se confruntă cu o
nevoie stringentă de finanțare .
La nivelul principalilor partici panți la piața de energie electrică (producători, operatori de
distribuție și transport), investiț iile nefinalizate la 31.12.2014 au înregistrat valori de 8.158.419 mii
lei (1.820.222 mii euro ) aferent unui număr de 2.577 obiective de investiții , majorita tea fiind
aferente obiectivelor demarate anterior anului 2010 (43%).
 La nivel național, în perioada 2009 -2014 , atât producția cât și consumul de energie electrică
au înregistrat o evoluție oscilantă, astfel:
– producția de energie electrică a înregistra t în valoare absolută o creștere de la 58.016
GWh la 62.216 GWh , respectiv cu 7% în perioada 2009 -2011 , apoi o scădere cu 6% în perioada
2011 -2013 până la 58.888 GWh , urmată ulterior de o creștere de 6,787 GWh (cu 11,5%) până la
65.675 GWh , în anul 2014 .

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 118 din 129 – consumul de energie electrică a crescut cu 2,7% , în valoare absolută de la 47.922GWh
în anul 2009, la 49.246 GWh în anul 2014 , respectiv o creștere cu 10,5 % în perioada 2009 -2011 ,
urmată de o scădere cu 7,5% în perioada 2011 -2014, datorată în principa l subdimensionării
sectorului industrial în România după anul 1990, iar pe de altă parte, impactului crizei economice.
Astfel, în condițiile creșterii producției de energie electrică în anul 2014, cu 7,4% față de
anul 2013, și ale scăderii consumului total de energie în perioada 2011 -2014, exportul de energie
electrică a înregistrat o creștere continuă până la nivelul record de 8,2 TWh în anul 2014.
 În ceea ce privește nivelul de retehnologizare a instalațiilor ce compun Rețeaua electrică
de distribuție și Rețeaua electrică de transport, raportat la necesitățile existente , s-a remarc at un
grad scăzut de retehnologizare al instalațiilor , respectiv deși peste 45% din instalații necesitau
retehnologizări, aceste lucrări au fost efectuate numai în proporție d e 7% – 34 % , raportat la
necesități.
Rețelele electrice se caracterizează printr -un grad ridicat de îmbătrânire dar și printr -un
nivel ridicat al pierderilor înregistrate în rețea, fiind astfel evidentă necesitatea realizării de
investiții care să conducă atât la creșterea eficienței sistemelor, cât și la reducerea pierderilor.
Astfel, în condițiile în care au fost asigurate surse de finanțare a proiectelor de investiții (prin
includerea în tariful de distribuție), nivelul investițiilor realizate în rețelel e electrice a fost diminuat
accentuat, astfel că în anul 2013 nivelul investițiilor realizate și acceptate de ANRE a scăzut față de
anul 2011 cu 43 %.
 Deși prin Programul Național de Electrificare 2012 -2016 , document elaborat de
Ministerul Economiei (nea probat până la această dată), se menționează faptul că la nivel național
există un număr de 97.805 gospodării neelectrificate, amplasate în 2.284 localități , remarcându -se
astfel nevoia de extindere a rețelelor de distribuție, investițiile efectuate în rea lizarea de noi linii nu
au acoperit necesarul pentru electrificarea acestor gospodării.
 La nivelul operatorilor principali de distribuție, în perioada 2010 -2013, s -a constatat
înregistrarea unui nivel alarmant al pierderilor (CPT) în rețelele electrice de distribuție de
12,63% din energia electrică intrată în rețelele de distribuție.
Din evaluarea nivelului consumului propriu tehnologic (CPT) înregistrat în rețelele electrice
de distribuție în anul 2013 , comparativ cu anul 2004 , se constată faptul că , deși în perioada 2009 –
2013 au fost raportate de operatorii de distribuție investiții realizate de 5.987.593 mii lei , din care,
pentru înlocuirea echipamentelor în vederea reducerii CPT, în perioada 2010 -2013 au fost efectuate
investiții în valoare de 717.526 mii lei , investițiile realizate nu și -au atins scopul, pierderile
înregistrate în rețelele de distribuție în anul 2013 (12,4%) au rămas la același nivel înregistrat
în anul 2004 (12,6%).
Pierderile înregistrate în rețelele electrice de distribuție în perio ada 2010 -2013, de 27,6
TWh, reprezintă: 46,1% din energia livrată de Hidroelectrica SA , sau 64,7% din energia livrată
de SN Nuclearelectrica SA , sau 49,1% din energia livrată de Complexul Energetic Oltenia SA ,
în aceeași perioadă.
În rețelele electrice de distribuție și transport , pierderile înregistrate au fost, în perioada
2010 -2014, în medie de 7,8 TWh/an , fapt ce a generat costuri estimate la nivelul operatorilor de
distribuție și transport de 1.880.930 mii euro , ce au fost suportate în cea mai mare par te de
consumatorii finali de energie prin includerea acestora în tariful pentru serviciul de transport și
distribuție. Astfel, în tariful mediu de distribuție aplicat consumatorilor, costurile cu achiziția de
energie pentru acoperirea pierderilor la nivelu l operatorilor de distribuție a reprezentat în
medie 26%.

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 119 din 129  În ceea ce privește modul în care au fost încheiate și derulate tranzacțiile cu energie
electrică în cadrul pieței de energie, s -a constatat derularea unor contracte bilaterale negociate
direct (contractele încheiate între furnizori, contractele de procesare a cărbunelui) , în condițiile în
care aceste contracte exced cadrului legal . Prin aceste contracte, furnizorii de energie au
tranzacționat în mod netransparent și neconcurențial cantități de energ ie care în anul 2011 au
fost de 25.326 GWh , reprezentând 47% din consumul intern de energie electrică.
Referitor la contractele bilaterale negociate încheiate de producătorii de energie electrică
cu furnizorii de energie, cea mai mare cantitate de energi e a fost tranzacționata în anul 2010 ,
respectiv de 14,3 TWh , din care SC Hidroelectrica SA a livrat cantitatea de 12,78 TWh ,
reprezentând 89% din cantitatea tranzacționată în baza acestor contracte.
Astfel, d in cantitatea de energie electrică produsă și l ivrată de SC Hidroelectrica SA ,
cantitatea de energie livrată în regim reglementat (destinată inclusiv populației și instituțiilor publice)
a reprezentat , în perioada 2010 -2013, 22-34% (22,9% în anul 2010, 26,6% în anul 2011, 34,3% în
anul 2012 și 26,4% în anul 2013), restul fiind în cea mai mare parte liv rată în baza contractelor
bilaterale negociate direct încheiate cu furnizorii, astfel că de energia cu cel mai redus cost de
producție au beneficiat în cea mai mare măsură furnizorii angro de energie.
Din derularea contractelor bilaterale negociate de SC Hidroelectrica SA cu furnizorii de
energie, s-a constatat înregistrarea de pierderi de 444.872 mii lei (aproximativ 103.400 mii euro ),
generate de vânzarea de energie la prețuri care se situează sub costul mediu de producție /
achiziție , în perioada 2011 -2012.
 O influență deosebită asupra pieței de energie, respectiv asupra prețurilor practicate în piață
în perioada 2010 -2012, a avut -o și modul în care au fost aprobate și realizate “coșurile de energie
electrică destinate exportului”, pentru realizarea cărora au fost încheiate contracte fără
respectarea condițiilor de concurență și transparență , respectiv prin derogare de la Ordinul
MECMA nr. 445/2009 (act prin care producătorii de energie electrică afl ați sub autoritatea MECMA
au fost obligați să vândă pe piața administrată de OPCOM SA întreaga cantitate de energie electrică
angro disponibilă).
Pentru realizarea exportului de energie, prețurile de vânzare a energiei electrice de către
producători nu au fost stabilite în mod transparent și concurențial , fiind stabilite prin Adrese
semnate de directorii generali a i SC Electrica SA, SC Hidroele ctrica SA, SN Nuclearelectrica SA, SC
Complexul Energetic Rovinari SA și SC Complexul Energetic Turceni SA și aprob ate de ministrul
Economiei, Comerțului și al Mediului de Afaceri.
Această situație a fost constatată în cazul contractelor încheiate de SC Electrica SA cu SC
Rudnap SRL, în baza cărora SC Electrica SA a vândut cantitatea de 3.623.902 MWh , înregistrând
un câștig mediu de numai 4,80 lei/MWh , în timp ce SC Rudnap SRL, din vânzarea la export a
cantităț ii de 2.394.134 MWh, a înregistrat un câștig mediu de 32,74 lei/MWh, de aproape 7 ori mai
mare .
 În ceea ce privește monitorizarea pieței de energie în perioada 2010 -2014 , s-a constatat
lipsa unor reglementari emise de către ANRE, în vederea punerii în aplicare a art. 21 (7) din
Legea nr. 123/2012, prin care, deși a fost instituită obligația participanților la piața de energie de a
transmite OPCOM SA informații p rivind cantitățile de energie electrică tranzacționate, nu a fost
emisă o reglementare în acest sens.
Totodată, a daptarea cadrului de reglementare la preve derile Legii nr. 123/10.07.2012 s-a
efectuat cu întârziere (aproximativ 2 ani), elocvent în acest se ns fiind faptul că aprobarea
Regulamentului de furnizare a energiei electrice a fost efectuată prin Ordinul ANRE 64/2014 , care a
intrat în vigoare la 23.07.2014 (cu o întârziere de aproximativ 22 de luni), iar reglementarea modului

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 120 din 129 de încheiere a contracte lor de procesare a fost transpusă prin Ordinul ANRE 78/2012 , care a intrat în
vigoare la 01.01.2015 (cu o întârziere de aproximativ 23 de luni).
 Deși prin Ordinul ANRE nr. 30/2012 s -a prevăzut faptul că tariful CPC (componenta de
piață concuren țială) cupr inde costurile cu achiziția energiei electrice din piețele centralizate, ceea
ce presupune ca achiziția de energie să fie efectuată din piețele organizate de OPCOM SA , în mod
transparent, public, centralizat și nediscriminatoriu, în realitate, ANRE a acc eptat (prin avizul
acordat) în acest tarif, costurile de achiziție a energiei electrice efectuate de către furnizori în baza
unor contracte bilaterale negociate direct, în unele cazuri, contractele bilaterale negociate fiind
încheiate cu părți afiliate .
 În perioada auditată , prețurile de vânzare a energiei electrice la consumatorii finali au
înregistrat creșteri de 33,32% (de la 438,1 lei/MWh , la 584,1 lei/MWh ), în cazul consumatorilor
casnici , și de 21,7% (de la 396,88 lei/MWh , la 482,63 lei/MWh ), în caz ul consumatorilor
noncasnici, aceste majorări datorându -se pe de o parte creșterii nivelului taxelor/contribuțiilor
(certificate verzi, cogenerare, acciza, TVA) incluse în prețul de vânzare al energiei electrice , iar
pe de altă parte creșterii tarifelor af erente serviciului de distribuție și transport.
În semestrul I 2014, ponderea cea mai mare în prețul mediu de vânzare a energiei electrice
pentru consumatorii finali o reprezintă tariful de rețea (tariful pentru serviciul de transport și
distribuție) , care în cazul clienților casnici reprezintă 40,24% , iar în cazul clienților noncasnici
reprezintă 29,54%.
Astfel, în semestru I 2014, din prețul de vânzare a energiei electrice la consumatorii casnici
de 584,11 lei/MWh , costul energiei electrice (prețul energi ei electrice vândute de producătorii de
energie) a fost de 152,65 lei/MWh, reprezentând 26,15%, iar restul de aproximativ 73,85%
reprezintă tarife pentru servicii (furnizare, distribuție, transport, sistem, etc. – 44,4% %) și
taxe/contribuții (29,45 %).
 Referitor la tarifele la energia electrică suportate de consumatorii români, comparativ cu cele
suportate de cetățenii altor state UE, o situație îngrijorătoare se în registrează în ceea ce privește
raportarea tarifului energiei electrice la puterea de cumpăr are a consumatorilor (purchaising
power standards – PPS) , situație în care România ocupă unul dintre primele locuri la nivel
european, cu un nivel de 26,78 PPS/kWh , cu 32% peste media europeană de 20,27 PPS/kWh,
remarcându -se nivelul scăzut al puterii de cumpărate al consumatorilor români.
Factorii care influențează în mod direct puterea de cumpărare a consumatorilor români și care
trebuiesc avuți în vedere de ANRE la stabilirea tarifelor și prețurilor la energie electrică pot fi:
– nivelul PIB- ului pe ca p de locuitor, în anul 2014 (valoarea Produsului intern brut pe cap de
locuitor exprimat în paritatea puter ii de cumpărare standard – PPS) – România s -a situat la 54% din
media Uniunii Europene și ocupă penultimul loc în UE, înaintea Bulgariei, unde valoar ea acestui
indicator a fost de 45% din media UE. Cea mai prosperă țară membră a blocului comunitar a fost
Luxemburg, unde PIB/locuitor exprimat în PPS a fost de peste 2 ori mai mare (263%) față de media
UE;
– nivelul salariului minim înregistrat în semestr ul I 2015 – România s -a situat pe
penultimul loc în UE cu un salariu minim de 217,5 euro/lună, înaintea Bulgariei (184,07 Euro/lună),
în condițiile în care la nivelul UE, salariul minim înregistrat în Luxemburg a fost de 1.922,96
euro/lună, în Belgia și Ol anda a fost de 1.501 euro/lună, iar în Germania de 1.473 euro/lună. Mai
mult, în România, din numărul de 5.204.410 salariați activi la 01.01.2015, 1.050.610 salariați
(20,18% din numărul total de salariați) încasau lunar salariul minim pe economie de 900 l ei/lună.
– numărul mediu de pensionari – în România, a fost în trimestru I 2015 de 5.332 mii
persoane , din care 49,71% aveau pensii sub 800 de lei/lună , pensia medie fiind de 886 lei/lună .

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 121 din 129 Un alt aspect deosebit de important îl reprezintă situația persoane lor care beneficiază de pensia
socială minimă (400 lei) , acordată în baza Ordonanței de Urgență a Guvernului nr. 6/2009, numărul
acestora fiind de 558 mii persoane în trimestrul I 2015 , cu 63 mii persoane mai mare decât în
trimestrul IV 2014.
 Metodologiil e aprobate de ANRE pentru stabilirea tarifelor aferente serviciul ui de
distribuție și transport a energiei electrice au fost emise în alte condiții decât cele prevăzute la
art. 76 (1) din Legea energiei (Legea nr. 13/2007 și Legea nr. 123/2012 ), respectiv fără a fi
stabilită o cotă de profit a operatorilor economici, fapt ce a condus la obținerea, în anul 2013, de
către operatorii principali de distribuție a unor profituri însemnate (din activitatea de distribuție),
care în majoritatea cazurilor s -au situat între 15% – 25% (din veniturile înregistrate) , iar în cazul
Operatorului de transport, profitul înregistrat din activitatea de transport a fost de 24,5% în
anul 2013 și de 33,74% în anul 2014 (din veniturile înregistrate) .
Totodată, aprobarea tarifelor af erente serviciului de distribuție și transport s -a efectuat
în discordanță față de prevederile Programului de Guvernare 2009 -2012 , respectiv în condițiile
în care Guvernul României a stabilit , ca direcție de acțiune, adoptarea unor metodologii de calcul al
prețurilor și tarifelor care să permită reflectarea reală a cheltuielilor justificate în deplin respect
față de consumator , la nivelul ANRE, aceste tarife au fost determinate și aprobate fără a avea la
bază cheltuieli reale efective ale operatorilor eco nomici .
În perioada 2008 -2013, în tariful de distribuție acceptat de ANRE, ponderea cea mai
mare au dețin ut-o costurile de operare controlabile ( 33 %), urmate de costurile cu achiziția energiei
pentru CPT ( 26 %) și rentabilitatea activelor ( 20,7 %).
La determinarea tarifelor de distribuție a energiei electric e, ANRE:
– nu a instituit un cadru de reglementare care să prevadă faptul că la determinarea tarifelor de
distribuție a energiei electrice să fie luate în calcul veniturile obținute de operatori (1.39 6.492 mii lei)
și profitul obținut din energia reactivă (787.560 mii lei) , așa cum se procedează în cazul activității de
transport, la determinarea tarifului pentru acest serviciu, fapt ce ar fi condus la reducerea acestui tarif
cu 1,5% -2%.
– a acceptat in cluderea în cadrul activelor reglementate (a căror amortizare se accept ă la
calculul tarifelor) , a unor bunuri care nu îndeplineau condițiile stabilite de lege (durată și
valoare) pentru a fi considerate mijloace fixe, respectiv a unui număr estimat de 3.114.786 bucăți
contoare electrice (mijloace de măsurare), în valoare totală de 605.377 mii lei (11,37% din valoarea
investițiilor aferente activității de distribuție ).
– nu a aplicat formula de calcul a indicatorului rentabilitatea bazei activelor regleme ntate
(RBAR ) așa cum ace asta a fost stabilită prin Metodologia aprobată prin Ordinul ANRE nr. 39/2007,
în sensul că, la determinarea acestui element de cost în tarifele de distribuție, indicatorul RRR (rata
reglementată a rentabilității) nu a fost ponderat (împărțit) cu 100, fapt ce a condus la majorarea
acestui element de cost cu 3.975.063 mii lei.
– a acceptat determinarea indica torului Baza reglementate a activelor (BAR – amortizarea
activelor din BAR reprezentând un element de cost în tarif) fără a ave a la bază documente oficiale
prin care să fie stabilită valoarea reală a activelor deținute de operatorii principali de
distribuție, caz în care nivelul tarifelor aprobate a fost supradimensionat încă din anul 2005,
într-un mod nerealist, prin:
– dublare a valorii nete a activelor corporale și necorporale la 31.12.2002, luate în
calculul amortizării (element d e cost inclus în aceste tarife);
– luarea în considerare a unor terenuri în valoare de 111.910 mii lei , în condițiile în
care aceste active nu se supun amortizării .

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 122 din 129 – a acceptat indexarea valorii amortizării anuale a activelor cu indicele de inflație
înregistrat în această perioadă, în condițiile în care, legislația în vigoare nu prevede indexarea
amortizării , aceasta reprezentând o cheltuială de e xploatare fixă. Efectul acceptării indexării cu
indicele de inflație anual a costului cu amortizarea a constat în majorarea nejustificată a tarifului
aferent serviciului de distribuție suportat de consumatori cu suma estimată de 387.028 mii lei .
– a accept at includerea valorii amortizării unor bunuri care nu au condus în mod direct
la retehnologizarea/îmbunătățirea stării rețelei de distribuție, fiind acceptate bunuri pentru
desfășurarea activității curente: autoturisme (283 bucăți în valoare de 16.594 mii lei,
reprezentând 20,8% din valoarea investițiilor realizate în anul 2013 de SC Enel Distribuție Banat SA
și acceptate de ANRE; 249 bucăți în valoare de 13.907 mii lei , reprezentând 18,52% din valoarea
investițiilor realizate în anul 2013 de SC Enel Distr ibuție Dobrogea SA și acceptate de ANRE), scări
metalice , sisteme de împrejmuire a zonelor de lucru , etc.
– a acceptat la calculul indicatorului fond de rulment – NFRR (element de cost în tarif) ,
costuri cu finanțarea creditelor pe termen scurt, în condiți ile în care operatorii principali de
distribuție nu au înregistrat astfel de cheltuieli, respectiv în perioada 2010 -2013 , la stabilirea
tarifelor a fost acceptată suma de 62.298 mii lei , în condițiile în care, operatorii de distribuție nu au
înregistrat co sturi financiare decât în sumă de 332 mii lei, într -o proporție foarte scăzută, de
doar 0,53% .
– a acceptat includerea în tariful de distribuție a costurilor cu amortizarea unor investiții
efectuate de operatorii principali de distribuție (societăți cu cap ital majoritar privat ), fără a verifica
sursele din care au fost realizate investițiile raportate de ace știa (surse proprii sau contribuții
de la terți), în condi țiile în care, p rin Metodologi a de stabilire a tarifelor , s-a stabilit faptul că în
cadrul act ivelor nu se includ activele finanțate din contribuții primite de la terțe părți și din
contribuții financiare .
La determinarea tarifelor de transport a energiei electrice , ANRE a acceptat:
– includerea în tarif a amortizării calculate pentru investiții (în valoare estimată de
51.839 mii lei ) care nu sunt destinate infrastructurii de transport;
– includerea în baza reglementată a activelor și implicit includerea în tarif a
amortizării aferente pentru două lucrări de investiții, în valoare estimată de 73.742 mii l ei,
nefinalizate, trecute în conservare și scutite de la calculul amortizării (cu avizul Ministerului
Finanțelor Publice – ANAF).
 ANRE a aprobat tariful pentru serviciul de distribuție pentru cei 8 operatori principali
de distribuție , în condițiil e în care acești operatori nu dețineau în concesiune exploatarea
serviciului de distribuție a energiei electrice, în baza unor contracte încheiate în condițiile legii ,
respectiv Contractele de concesiune a serviciului de distribuție încheiate de Ministeru l Economiei și
Comerțului în anul 2005 cu cei 8 operatori nu au intrat în vigoare, în sensul că nu au fost publicate
în Monitorul Oficial al României , ParteaI.
Mai mult, din aceste contracte, contractele încheiate cu SC FDFEE Electrica Banat SA, SC
FDFEE Electrica Dobrogea SA, SC FDFEE Electrica Transilvania Nord SA și SC FDFEE Electrica
Muntenia Nord SA nu au fost aprobate „prin ordin al ministrului de stat” .
 Prin Metodologiile de stabilire a tarifelor, elaborate de ANRE, nu s -a prevăzut
actualizarea si tuației activelor asupra cărora se calculează amortizarea, respectiv mijloacele fixe
înlocuite (scoase din func țiune) să fie eliminate din cadrul activelor asupra cărora se calculează
amortizarea.
 Referitor la activitatea de control desfășurată de persona lul ANRE , s-a remarcat faptul că
la nivelul entității nu a fost elaborat și aprobat un Regulament privind organizarea și desfășurarea

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 123 din 129 activității de investigare, în conformitate cu prevederile art. 90 din Legea 123/2012, deși de la data
intrării în vigoare a prevederilor care instituiau efectuarea de investigații de către personalul ANRE
au trecut mai mult de 3 ani.
Raportat la numărul de agenți constatatori , numărul de acțiuni de control efectuate în
perioada auditată , în domeniul energiei electrice și ef icienței energetice, a avut o evoluție oscilantă,
respectiv în perioada 2010 -2012 a fost înregistrată o scădere a acțiunilor de control, de la
aproximativ 23 acțiuni/agent constatator în anul 2010, la aproximativ 15 acțiuni/agent constatator în
anul 2012, urmată de o majorare până la aproximativ 18 acțiuni/agent constatator în anul 2013,
respectiv până la aproximativ 21 acțiuni/agent constatator în anul 2014.

Recomandările formulate în urma derulării misiunii de audit:
 Recomandări la nivelul Au torității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei
(ANRE):
I. Referitor la punctul 1 “Strategia Europa 2020 – obiective de realizat în sectorul energiei ”
♦ subpunct 1.1 „Creșterea la 20% a ponderii surselor regenerabile de energie în consumul
final d e energie ”, s-au recomandat următoarele:
1.1. Monitorizarea pieței de certificate verzi astfel încât, tranzacțiile să se deruleze în
condiții de transparență și concurență. În acest sens, se recomandă extinderea verificărilor asupra
tranzacțiilor cu certi ficate verzi derulate în perioada 2010 -2014, în vederea identificării cazurilor de
tranzacții încheiate în condiții neconcurențiale, iar pentru cazurile de tranzacții cu certificate verzi la
care se constată existența suspiciunii că au fost încheiate cu n erespectarea condițiilor de transparență
și concurență, se recomandă sesizarea Consiliului Concurenței.
1.2. Inițierea de reglementări pentru modificarea legislației actuale (împreună cu
ministerul cu atribuții în domeniul energiei), care să conducă la eli minarea tranzacțiilor cu certificate
verzi efectuate la prețuri superioare față de prețul pieții, respectiv a:
 tranzacțiilor încheiate de furnizorii de energie cu producătorii de energie (unde furnizorii în
cauză sunt acționari), la prețuri mult mai mar i față de prețul de tranzacționare practicat pe piața
certificatelor verzi;
 tranzacțiilor de energie și certificate verzi, la alte prețuri decât prețul pieții, respectiv
vânzarea de către producătorii E -SRE a energiei electrice la un preț scăzut față de prețul practicat pe
piața organizată de OPCOM SA către anumiți furnizori și achiziția de către acești furnizori, a
certificatelor verzi de la aceeași producători E -SRE la un preț ridicat față de prețul de tranzacționare
din perioada respectivă practicat pe piața organizată de OPCOM SA , etc),
astfel încât, să se elimine tranzacțiile care conduc la majorarea prețului certificatelor verzi suportate
de consumatorii finali.
1.3. Elaborarea de reglementări care să permită tranzacționarea certificatelor verzi num ai de
către producătorii de E -SRE (în calitate de beneficiari ai schemei de promovare cu certificate verzi) și
de către furnizorii (operatorii economici) cu obligație de achiziție a acestor certificate, astfel încât, să
se elimine posibilitatea obținerii d e venituri suplimentare din tranzacționarea de certificate verzi de
către alți operatori decât beneficiarii schemei de promovare.
1.4. Monitorizarea funcționarii pieței certificatelor verzi , astfel încât valoarea acestora
suportată de consumatori să se sit ueze la nivelul valorii de care au beneficiat producătorii de E -SRE
din vânzarea certificatelor verzi. În acest sens, se recomandă, pentru perioada 2010 -2014, culegerea
de la furnizorii de energie electrică, a informațiilor privind valoarea certificatelor verzi incluse în
facturile de energie suportate de consumatorii finali, determinarea eventualelor diferențe față de
veniturile din vânzarea certificatelor verzi obținute de producătorii d e E-SRE, identificarea

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 124 din 129 operator ilor care au beneficiat de astfel de venituri în condițiile în care nu aveau calitatea de
beneficiari ai schemei de promovare SRE, iar pentru cazurile identificate, se recomandă să se dispună
măsuri conform atribuțiilor și competențelor stabilite prin lege (inclusiv de control).
1.5. Urmărir ea transpunerii în legislația națională (împreună cu ministerul cu atribuții în
domeniul energiei) a prevederilor Deciziei CE nr. 4938/2011 privind ajutorul de stat SA 33134
(2011/N), referitoare la obligativitatea producătorilor de energie din surse regen erabile de a vinde
energia electrică produsă la prețul practicat pe piață pentru energia electrică din surse convenționale.
1.6.Elaborarea de reglementări care să conducă la eliminarea comercializării (până la
momentul îndeplinirii țintelor naționale priv ind ponderea E -SRE în consumul brut final de energie)
energiei ele ctrice din SRE (care beneficiază de sistemul de promovare), în alte scopuri decât pentru
acoperirea consumului național de energie electrică.
1.7. E laborarea rapoartelor privind situația garanțiilor de origine emise pentru energia
electrică produsă din SRE și livrată în rețelele electrice, la termenele stabilite prin actele normative
în vigoare.
1.8. Efectuarea unei monitorizări eficiente asupra pieței certificatelor verzi, prin
determina rea tuturor indicatorilor prevăzuți în Procedurile de monitorizare a pieței, analiza acestora
în vederea identificării punctelor tari și a punctelor slabe, precum și elaborarea în termen a
Rapoartelor de monitorizare.
1.9. E fectuarea de punctaje , cu CNTEE Transelectrica SA și cu OPCOM SA, astfel încât
informațiile privind piața certificatelor verzi, raportate de ANRE, să prezinte o imagine fidelă și reală
asupra modului de funcționare a Schemei de promovare a SRE prin certificate verzi.

♦ subpunct 1.2 „Creșterea cu 20% a eficienței energetice, prin reducerea consumului de
energie primară ”, s-au recomandat următoarele:
1.10.Elaborarea unui cadru legal predictibil în privința aspectelor care definesc derularea
schemei de sprijin privind promovarea cogenerăr ii de înaltă eficiență , astfel încât producătorilor de
energie care au accesat această schema de sprijin să li se ofere posibilitatea de a evalua în mod corect
și obiectiv, regulile aplicabile determinării valorii sumelor reprezentând supracompensarea.
1.11. Corelarea cadrului de reglementare existent referitor la schema de sprijin privind
promovarea cogenerării de înaltă eficiență, în raport cu prevederile Deciziei C(2009)7085/2009, în
ceea ce privește scopul acesteia, astfel încât acordarea bonusurilor s ă se efectueze în principal
pentru promovarea de investiții noi și pentru retehnologizarea unor unități de cogenerare.
1.12. Monitorizarea investițiilor efectuate de operatorii economici – beneficiari ai schemei
de sprijin privind promovarea cogenerării de înaltă eficiență, astfel încât fondurile acordate în baza
acestei scheme să fie utilizate în principal pentru realizarea de investiții noi și pentru retehnologizarea
unor unități de cogenerare.
1.13. Instituirea unor criterii de calificare pentru producăt orii care accesează schema de
sprijin privind promovarea cogenerării de înaltă eficiență, care să dea o orientare clară către
modernizarea, flexibilizarea și creșterea performanțelor energetice și de mediu ale sistemelor de
cogenerare, în vederea stimulări i realizării de investiții de către ace ști producători.
1.14. Corelarea cadrului de reglementare aprobat de ANRE cu prevederile Hotărârii
Guvernului nr. 1215/07.10.2009 , în ceea ce privește termenul de plată a contribuției pentru
cogenerare, în vederea e limină rii neconcordanțelor existente privind termenul la care furnizorii sunt
obligați la plata contribuției către administratorul schemei, astfel încât termenul stabilit prin
reglementări proprii să fie cel prevăzut prin hotărârea Guvernului.
1.15. Corela rea cadrului de reglementare aprobat de ANRE cu prevederile Hotărârii
Guvernului nr. 1215/07.10.2009 , în ceea ce privește determinarea supracompensării, în vederea

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 125 din 129 eliminarii neconcordanțelor existente privind modul de determinare a acesteia, astfel încât, în
determinarea supracompensării, să fie luate în calcul, veniturile rezultate din vânzarea energiei
electrice și termice produse în cogenerare de înaltă eficiență.
În acest context, se recomandă reanalizarea modului de determinare a supracompesării în
cadrul schemei de sprijin privind promovarea cogenerării de înaltă eficiență, pentru perioada 2011 –
2014, prin luarea în calcul a veniturilor rezultate din vânzarea energiei electrice și termice produse în
cogenerare de înaltă eficiență , determinarea eventua lelor diferențe față de nivelul supracompensării
stabilit în alte condiții, identificarea operatoriilor care au beneficiat de venituri suplimentare, iar
pentru cazurile identificate, se recomandă dispunerea de măsuri conform atribuțiilor și competențelor
stabilite prin lege (inclusiv de control).
1.16. Corelarea cadrului de reglementare aprobat de ANRE cu cel aplicat în domeniul
ajutoarelor de stat, în ceea ce privește rata dobânzii aplicată în cazurile de supracompensare, la
recuperarea sumelor acordate suplimentar.
1.17. Reanalizarea modului de determinare a supracompensării în cadrul schemei de
sprijin privind promovarea cogenerării de înaltă eficiență, pentru perioada 2011 -2014, prin utilizarea
formulelor de calcul stabilite prin Metodologia aprobată prin Ordinul preș edintelui ANRE nr. 84/
27.11.2013 , determinarea eventualelor diferențe față de nivelul supracompensarii stabilit în baza altor
formule de calcul, identificarea operatoriilor care au beneficiat de venituri suplimentare, iar pentru
cazurile identificate, se recomandă dispunerea de măsuri conform atribuțiilor și competențelor
stabilite prin lege (inclusiv de control) .
1.18. I mplementa rea treptată a sistemelor de măsurare inteligentă a energiei electrice
(SMI), după efectuarea unei analize priv ind situația contoarelor existente (pe vechimi) având în
vedere faptul că operatorii de distribuție au realizat în ultima perioadă lucrări de schimbare a
mijloacelor de măsurare a energiei electrice (contoare clasice), ale căror costuri au fost incluse în
tariful serviciului de distribuție.
Astfel, se recomandă: evitarea cazurilor în care aceste bunuri sunt schimbate la un interval
scurt de timp (excepție făcând cazurile de defecțiuni, distrugeri), precum și efectuarea unei analize
bine fundamentate asupra eficienței implementării SMI, respectiv pentru determinarea costurilor
generate de implementarea acestor sisteme și a beneficiilor ce rezultă în urma acestor investiții, atât
pentru participanții la piață, cât și pentru consumatori.

II. Referitor la pu nctul 4 “Situația și evoluția capacităților de producție, de transport și
distribuție a energiei electrice ”, s-au recomandat următoarele:
2.1. Urmărirea și aprobarea , prin programele de investiții prezentate de operatorii de
distribuție și transport, a uno r cantit ăți de lucrări de investiții care să conducă la creșterea gradului
de retehnologizare/modernizare a rețelelor e lectrice, în raport cu necesită țile existente, precum și la
sporirea gradului de siguranță, fiabilitate și eficiență a rețelelor elect rice. Totodată, se recomandă
urmărirea realizării în totalitate a lucrărilor incluse și acceptate prin Programele de investiții și
stabilirea unui cadru de sancționare pentru cazurile de nerealizare a investițiilor.
2.2. Analiza cauzelor care au condus la menț inerea pierderilor în rețelele electrice la un nivel
ridicat și constant, în condițiile în care operatorii de distribuție și transport au raportat an de an
efectuarea de investiții în capacitățile energetice, identificarea zonelor în care se înregistrează astfel
de pierderi și dispunerea de măsuri concrete (inclusiv aprobarea programelor de investiții ce cuprind
lucrări care conduc la reducerea pierderilor) privind reducerea acestora. Totodată, se recomandă
acceptarea includerii în tariful pentru serviciul de transport și distribuție a energiei electrice numai a
investițiilor care și -au dovedit eficiența asupra funcționării instalațiilor ce compun rețelele electrice și
care conduc efectiv la reducerea pierderilor.

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 126 din 129 2.3. Acceptarea în tariful de distribuție, s uportat de consumatori , a unui nivel scăzut al
consumului propriu tehnologic (CPT), în vederea diminuării pierderilor suportate de consumatori și a
eliminării situațiilor constatate în anul 2014 când s -a acceptat operatorilor de distribuție o majorare a
nivelului CPT acceptat în tarif la 12,56% -14% față de 9,5% în anul 2013, fără a avea la bază o
justificare a majorării acestui indicator, cu influență directă asupra creșterii costurilor suportate de
consumatori.
2.4. Efectuarea unei analize riguroase asupra stării tehnice a rețelelor electrice , în
vederea identificării zonelor vulnerabile și a cauzelor care generează pierderi în aceste rețele,
stabilirea lucrărilor care trebuie efectuate și dimensionarea adecvată a acestora prin programele de
investiț ii prezentate de operatori, astfel încât să se elimine producerea în continuare a unor pierderi
considerabile (până la 27% în rețeaua de joasă tensiune), cu impact în creșterea prețului la energia
electrică suportat de consumatorul final (inclusiv populați a).
2.5 Stabilirea unor ținte anuale în aprobarea investițiilor incluse în Programele de investiții
prezentate de operato rii de rețea, în cadrul cărora să primeze:
 investițiile aferente rețelei electrice – instalații (linii electrice, stații și posturi de transformare
etc.), în funcție de nivelul de tensiune al instalațiilor, având în vedere nivelul mare (în unele cazuri de
peste 25%) al consumului propriu tehnologic înregistrat în instalațiile de joasă tensiune;
 investițiile care conduc la retehnolog izarea și modernizarea instalațiilor ce compun rețeaua
electrică de distribuție.
Totodată, se recomandă limitarea la minim a acceptări i prin Programele de investiții a
lucrărilor și bunurilor care nu au ca rezultat un impact direct asupra creșterii efecie nței funcționării
rețelei electrice.

III. Referitor la punctul 5 “Modul de organizare și funcționare a pieței de energie electrică
în România ”, s-au recomandat următoarele:
3.1. Monitorizarea riguroasă a tranzacțiilor cu energie electrică derulate pe piaț a de
energie, astfel încât acestea să se desfășoare în concordanță cu cadrul legal aplicabil, respectiv pe
piața concurențială, în mod transparent, public, centralizat și nediscriminatoriu. În acest sens, se
recomandă extinderea verificării tranzacțiilor derulate în perioada 2010 -2014, în vederea identificării
cazurilor de tranzacții încheiate în afara cadrului de reglementare existent, pentru cazurile de
tranzacții constatate (inclusiv cele prezentate în raportul de audit al performanței), la care se con stată
existența suspiciunii că au fost încheiate cu nerespectarea condițiilor de transparență și concurență, se
recomandă sesizarea Consiliului Concurenței. Totodată, pentru cazurile de tranzacții identificate că
au fost încheiate și derulate în afara cadr ului de reglementare, se recomandă dispunerea de măsuri
conform atribuțiilor și competențelor stabilite prin lege (inclusiv de control).
3.2. Elaborarea cadrului de reglementare în vederea punerii în aplicare a prevederilor art.
21 (7) din Legea nr. 123/2 012 în ceea ce privește obligația participanților la piața de energie de a
transmite operatorului pieței de energie (SC OPCOM SA) informații privind cantitățile de energie
electrică tranzacționată. În acest sens, se recomandă elaborarea de reglementări car e să permită
monitorizarea în două etape, una ex -ante, pentru perioada în care se încheie tranzacțiile în piața de
energie , și cealaltă ex -post, pentru derularea tranzacțiilor. Cele două etape vor oferi posibilități
periodice de avertizare, penalizare și s topare a tranzacțiilor încheiate/derulate în afara cadrului de
reglementare.
3.3 Efectuarea unei monitorizări eficiente a pieței de energie , respectiv a tuturor
activităților derulate privind piața de energie, prin cuprinderea în Rapoartele elaborate anual de
ANRE a informațiilor referitoare la nivelul de siguranță în funcționare a rețelelor electrice,

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 127 din 129 planificarea punerii în funcțiune de noi capacități de producție, precum și starea tehnică și nivelul de
mentenanță a rețelelor electrice.
3.4. Elabora rea c adrului de reglementare aferent sectorului energiei electrice și eficienței
energetice, la termenele impuse de legislația în vigoare, evitându -se astfel emiterea de acte normative
cu întârziere, care în unele cazuri au înregistrat depășiri de aproape 2 ani de zile.
3.5. Elaborarea de proceduri specifice în vederea elaborării Planului național de acțiune
în cazuri de sărăcie energetică (în colaborare cu ministerul cu atribuții în energie), în conformitate
cu art. 6 lit. r din Legea nr. 123/2012 , astfel în cât să fie definite situațiile critice și clienții care nu
pot fi deconectați în astfel de situații.

IV. Referitor la punctul 6 “Prețurile și tarifele aplicate la energia electrică destinată
consumatorilor finali ” , s-au recomandat următoarele:
4.1. Adapt area Metodologiilor de stabilire a tarifelor la energie electrică, aprobate de
ANRE (inclusiv pentru serviciul de transport și distribuție) , la prevederile legislației în vigoare, și în
principal , la prevederile Legii energiei electrice și gazelor naturale nr. 123/10.07.2012.
4.1. Elaborarea cadrului de reglementare în ceea ce privește încheierea contractelor de
către participanții la piața de energie cu entitățile afiliate, astfel încât acestea să fie încheiate urmare
aplicării procedurilor de achiziție c oncurențiale, care să nu permită includerea în tarife a eventualelor
supraevaluări ale costurilor, precum și urmărirea sistematică a derulării acestora.
4.2. Stabilirea prețurilor și tarifelor la energie electrică în baza costurilor/cheltuielilor
justifi cate efectiv înregistrate de către operatorii economici, la care se adaugă o cotă rezonabilă de
profit, astfel încât să se elimine supradimension area acestora în mod artificial și nerealist, prin:
– dublarea valorii activelor asupra cărora s -a aplicat am ortizarea. În acest caz se recomandă
efectuarea unei analize privind identificarea bunurilor incluse în BAR și acceptarea în tarife numai a
costurilor efectiv înregistrate de operatori pentru aceste bunuri;
– acceptarea costurilor cu amortizarea pentru m ijloace le fixe trecute în conservare;
– acceptarea în tarifele de distribuție a unor costuri aferente unor investiții care nu au condus
la utilizarea eficientă a infrastructurii;
– includerea în tarife a costurilor cu amortizarea pentru bunuri care nu în deplineau condițiile
stabilite de lege (durată și valoare) pentru a fi considerate mijloace fixe ;
– determinarea unor elemente de cost componente ale tarifului de distribuție în alte condiții
decât cele stabilite prin Metodologiile de calcul , respectiv p rin aplicarea altor formule de calcul decât
cele prevăzute în Metodologia de calcul a tarifelor publicată în Monitorul Oficial ;
– neluarea în calcul a tuturor veniturilor realizate de operatorii economici.
– menținerea în cadrul BAR (baza reglementată a ac tivelor) a unor active înlocuite și
acceptarea unor costuri aferente acestora (amortizarea și rentabilitatea);
– acceptarea unor “costuri” cu finanțarea creditelor pe termen scurt în condițiile în care,
operatorii de distribuție nu au înregistrat astfel de cheltuieli.
În acest sens, se recomandă analiza tarifelor aferente serviciului de transport și distribuție,
aprobate în perioada 2010 -2014 , în vederea identificării cazurilor în care tarife le au fost
supradimensionate în mod nerealist , în sensul că nu au avut la bază costuri înregistrate de operatorii
economici sau cazuri în care veniturile nu au fost luate în calcul integral la determinarea acestor
tarife, iar pentru cazurile identificate se recomandă efectuarea de corecții asupra acestor tarife .
4.3. Efectuarea unei analize privind investițiile efectuate de operatorii principali de
distribuție, acceptate în tarife în perioada 2005 -2014, în vederea stabilirii cu exactitate a surselor din
care au fost realizate investițiile, a identificării cazurilor în c are au fost incluse în tarife, costurile
aferente unor investiții realizate din alte sur se decât sursele proprii ale ope rtorului, iar pentru cazurile
identificate se recomandă efectuarea de corecții asupra acestor tarife.

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 128 din 129 4.4. Elaborarea de reglementări privind stabilirea unei rate a rentabilității capitalului
investit în mod diferențiat, în funcție de destinația activel or rezultate în urma investițiilor realizate .
Astfel, în vederea stimulării realizării de investiții în principal în capacități energetice (instalațiile de
producere a energiei electrice, rețele electrice ) se recomandă aplicarea unei rate de rentabilitate
diferită pentru aceste investiții, respectiv mai mare față de cea acordată pentru investițiile realizate
pentru desfășurarea activității c urente a operatorilor economici (achiziții de autoturisme, tehnică de
calcul, etc.).
4.5. Efectuarea unei analize privind componența tarifelor acceptate pentru serviciile
prestate de operatorii economici din domeniul energiei electrice (ex. transport și di stribuție), în
perioada 2010 -2014, în vederea identificării cazurilor în care tarifele au fost supradimensionate cu
valoarea unor taxe/impozite care au fost prevăzute a fi suportate din profitul operatorilor, iar pentru
cazurile identificate se recomandă efectuarea de corecții asupra acestor tarife.

V. Referitor la punctul 7 ”Exercitarea de către autoritatea de reglementare a activității de
control cu privire la respectarea de către operatorii economici din sectorul energiei electrice a
legislației specif ice”, s-au recomandat următoarele:
5.1. Elaborarea și aprobarea Regulamentului privind organizarea și desfășurarea activității
de investigare, în conformitate cu prevederile art. 90 din Legea energiei electrice și gazelor
naturale nr. 123/10.07.2012.
5.2. Intensific area activității de control la operatorii economici participanți la piața de
energie, în scopul reducerii la maxim a cazurilor de nerespectare a reglementărilor aplicabile și a
reducerii numărului de petiții depuse de beneficiarii nemulțumiți de calitatea serviciilor, cu precădere
în ceea ce privește activitatea desfășurată de furnizorii de energie electrică, furnizorii de ultimă
instanță, operatorii principali de distribuție și operatorul de transport și sistem. În acest sens, se
recomandă corelarea număru lui de personal din cadrul autorității care de sfășoară activitatea de
control cu numărul operatorilor economici care desfășoară activități în cadrul pieței de energie.
5.3 Aplicarea sancțiunilor (inclusiv a amenzilor raportate la nivelul cifrei de afaceri realizate
de operatorii economici) în toate cazurile în care, prin controalele efectuate de ANRE, se identifică
situații de nerespectare în mod repetat a prevederilor legale aplicabile în domeniul energiei electrice
și eficienței energetice.

VI. Referito r la punctul 8 “Evaluarea sistemului IT”, s-au recomandat următoarele:
6.1. Elaborarea unor politici/strategii clare de recrutare , pregătire și evaluare a resurselor
umane IT și dimensionarea și ocuparea compartimentului IT în funcție de volumul de date și
informații gestionate.
6.2. Elaborarea unui Regulament de utilizare a sistemului IT&C din cadrul ANRE , prin
care să fie stabilite : procedurile IT utilizate în cadrul ANRE, reglementări pentru utilizarea
internetului, accesul la bazele de date ale instituției, pro ceduri respectiv politici cu privire la utilizarea
e-mail-ului.
6.3. Elaborarea unei Strategii IT și respectiv a unui Plan de implementare a Strategiei, pe
termen mediu și lung, corespunzător obiectivelor ANRE.
6.4. Elaborarea de proceduri pentru validarea și corela rea datelor în vederea limitării și
diminuării timpul de prelucrare și totodată pentru eliminarea posibilității producerii de erori.

VII. Referitor la punctul 9 “Evaluarea sistemului de control intern ”, s-au recomandat
următoarele:
7.1. Elaborarea procedurilo r operaționale specifice pentru toate activitățile derulate în
sectorul energiei electrice și eficienței energetice.

Sinteza Raportului de audit al performanței privind piața de energie ele ctrică pagin a 129 din 129  Recomandări la nivelul SC OPCOM SA:
I. Referitor la punctul 1 “Strategia Europa 2020 – obiective de realizat în sectorul energiei ”
♦ subpun ct 1.1 „Creșterea la 20% a ponderii surselor regenerabile de energie în consumul
final de energie ”, s-au recomandat următoarele:
1.1. Monitorizarea pieței de certificate verzi astfel încât tranzacțiile să se deruleze în
condiții de transparență și concuren ță. În acest sens, se recomandă extinderea verificărilor asupra
tranzacțiilor cu certificate verzi derulate în perioada 2010 -2014, în vederea identificării cazurilor de
tranzacții încheiate în condiții neconcurențiale, iar pentru cazurile de tranzacții cu certificate verzi
(inclusiv cele prezentate în Raportul de audit al performanței ), la care se constată existența
suspiciunii că au fost încheiate cu nerespectarea condițiilor de transparență și concurență, se
recomandă sesizarea Consiliului Concurenței.
1.2. E fectuarea de punctaje , cu CNTEE Transelectrica SA și cu ANRE , astfel încât
informațiile privind piața certificatelor verzi să prezinte o imagine fidelă și reală asupra modului de
funcționare a Schemei de promovare a SRE prin certificate verzi.

II. Referitor la punctul 5 “ Modul de organizare și funcționare a pieței de energie electrică în
România ”, s-au recomandat următoarele:
2.1. Monitorizarea riguroasă a tranzacțiilor cu energie electrică derulate pe piața de
energie, astfel încât acestea să se desfă șoare în concordanță cu cadrul legal aplicabil, respectiv pe
piața concurențială, în mod transparent, public, centralizat și nediscriminatoriu. În acest sens, se
recomandă extinderea verificării tranzacțiilor derulate în perioada 2010 -2014, în vederea iden tificării
cazurilor de tranzacții încheiate în afara cadrului de reglementare existent, pentru cazurile de
tranzacții constatate (inclusiv cele prezentate în Raportul de audit al performanței), la care se constată
existența suspiciunii că au fost încheiat e cu nerespectarea condițiilor de transparență și concurență, se
recomandă sesizarea Consiliului Concurenței.
2.2. Elaborarea cadrului de reglementare în vederea punerii în aplicare a prevederilor art.
21 (7) din Legea nr. 123/2012 , în ceea ce privește obligația participanților la piața de energie de a
transmite operatorului pieței de energie (SC OPCOM SA), informații privind cantitățile de energie
electrică tranzacționată. În acest sens, se recomandă elaborarea de reglementări care să permită
monitorizarea în două etape, una ex -ante, pentru perioada în care se încheie tranzacțiile în piața de
energie , și cealaltă ex -post, pentru derularea tranzacți ilor. Cele două etape vor oferi posibilități
periodice de avertizare, penalizare și stopare a tranzacțiilor înc heiate/derulate în afara cadrului de
reglementare.