Capitolul 3 - Situaţia actuală a sectorului energetic - Strategie din 2007 ENERGETICĂ A ROMÂNIEI PENTRU PERIOADA 2007-2020

M.Of. 781

În vigoare

Versiune de la: 19 Noiembrie 2007

CAPITOLUL 3:Situaţia actuală a sectorului energetic

3._

3.1.Potenţialul naţional de resurse energetice

Rezerve purtătoare de energie primară	Rezerve						Producţie anuală estimată	Perioada estimată de asigurare
	Rezerve		Exploatabile concesionate		În perimetre noi		Producţie anuală estimată	Rezerve geologice	Rezerve exploatabile concesionate³⁾	În perimetre noi
	Mii. tone ¹⁾	Mii. tep	Mii. tone ¹⁾	Mii. tep		Mii. tep	Mii. tone ¹⁾	Ani	Ani	Ani
1	2	3	4	5	6	7	8	9 = 2 / 8	10 = 4/8	11 =6/8
Cărbune
- huilă	755	422	105	38,8	1045	133	3,3	229	32
- lignit	1490	276	445	82,4			32	47	14	33
Ţiţei	74	72					5,2	14
Gaz natural	185	159					12,5	15
Uraniu²⁾

ESTIMAREA EVOLUŢIEI REZERVELOR NAŢIONALE DE ŢIŢEI ŞI GAZE NATURALE PÂNĂ ÎN ANUL 2020
Anul	Ţiţei - milioane tone -	Gaze naturale - miliarde m³ -
2006	80	170
2007	76	162
2008	72	155
2009	68	148
2010	64	141
2011	60	134
2012	56	127
2013	52	120
2014	48	114
2015	45	107
2016	41	101
2017	38	95
2018	34	89
2019	31	83
2020	28	77
Premise avute în vedere în cadrul estimării	Datorită depletării zăcămintelor, producţia de ţiţei poate înregistra scăderi anuale de 2-4%. Gradul de înlocuire a rezervelor exploatate nu va depăşi 15-20%.	Datorită depletării zăcămintelor, producţia de gaze poate înregistra scăderi anuale de 2-5%. Gradul de înlocuire a rezervelor exploatate se va situa între 15-30%.

Cu excepţia centralelor hidroelectrice mari, costurile de producere a energiei electrice în unităţi ce utilizează surse regenerabile sunt în prezent superioare celor aferente utilizării combustibililor fosili (tabelul 3.4), conform Comunicării Comisiei Europene privind promovarea surselor regenerabile de energie, publicată în decembrie 2005 [5]. Stimularea utilizării acestor surse şi atragerea investiţiilor în unităţi energetice ce utilizează surse regenerabile se realizează prin mecanisme de susţinere, în conformitate cu practica europeană.

Îmbunătăţirea eficienţei energetice reprezintă unul dintre cele mai importante obiective strategice pentru România, în condiţiile în care în structura economiei naţionale şi îndeosebi a industriei există încă activităţi care folosesc resursele energetice ca materii prime, în principal petrochimia şi industria îngrăşămintelor chimice. La nivelul anului 2005, 94% din cantitatea de ţiţei produsă sau importată a fost utilizată în petrochimie. În condiţiile în care importul de ţiţei este de aproape 2 ori peste nivelul producţiei, iar ponderea sa în importul produselor minerale este de circa 57%, rezultă că reducerea consumurilor specifice din această ramură va avea impact pozitiv semnificativ şi asupra facturii energetice a României. În cazul gazelor naturale, consumul ca materie primă în industria chimică reprezintă aproximativ 35% din import. Dacă se adaugă şi consumul direct din metalurgie (ca resursă energetică), se poate aprecia că aproape 50% din importul de gaze naturale este condiţionat de activitatea din aceste două ramuri.

3.2.Producţia şi consumul de energie

În anul 2006, produsul intern brut (PIB) a fost cu 42,2% mai mare decât cel din anul 2000, reprezentând 3.973 euro 2005/loc, fiind de circa 6,3 ori mai mic decât valoarea medie din ţările Uniunii Europene şi de 1,9 ori mai mic decât valoarea medie a celor 10 ţări intrate în Uniunea Europeană în anul 2004 (NM 10). Această dezvoltare economică a determinat o creştere cu numai 4,3% a consumului intern brut de energie în anul 2005 faţă de anul 2000, valoarea realizată în 2005 fiind de circa 37,9 milioane tep. Din cauza nivelului de dezvoltare economică mai redus, consumul brut de energie pe locuitor (1,8 tep/loc.) din România este de circa două ori mai mic decât cel din ţările Uniunii Europene - UE 25 (figura 3.4).

Sistemele centralizate urbane de alimentare cu energie termică şi cogenerarea reprezintă în România subsectorul energetic cel mai deficitar, datorită uzurii fizice şi morale a instalaţiilor şi echipamentelor, pierderilor energetice totale mari între sursă şi clădiri (de 35-77%), resurselor financiare insuficiente pentru exploatare, întreţinere, reabilitare şi modernizare şi, nu în ultimul rând, datorită problemelor sociale complexe legate de suportabilitatea facturilor energetice. În ceea ce priveşte fondul locativ urban alimentat cu căldură, acesta este reprezentat de 83.800 blocuri de locuinţe, cu circa 3 milioane de apartamente şi 7 milioane de locatari, mulţi cu venituri modeste. Pierderile energetice mari de 40-50% reclamă reabilitarea termică de urgentă a acestor clădiri. Procentual, numărul locuinţelor racordate la sisteme centralizate de încălzire urbană reprezintă 57,9% din totalul locuinţelor din mediul urban şi 30,7% din totalul locuinţelor. Potrivit estimărilor Institutului Naţional de Statistică (INS), circa 45% din populaţia României (10,13 milioane locuitori) trăiesc în zonele rurale şi au ca ocupaţie de bază agricultura sau alte activităţi rurale. Deşi 98% din gospodării beneficiază de electricitate, numai 7% din acestea (0,27 din 3,81 milioane) sunt conectate la reţelele de distribuţie a gazelor naturale. Principalul combustibil pentru încălzire şi pregătirea hranei este biomasa (lemne, deşeuri lemnoase sau din agricultură), iar 98% din gospodării folosesc sobele pentru încălzire. Numai 2% dintre gospodării sunt dotate cu sisteme de încălzire centralizată. Chiar şi acestea din urmă folosesc la gătit, în mare măsură, sobele cu combustibilul solid (biomasă).

3.3.Starea tehnică a instalaţiilor în anul 2007

Circa 80% din grupurile termoenergetice din România au fost instalate în perioada 1970-1980, în prezent depăşindu-şi practic durata de viaţă normată. Majoritatea capacităţilor termoenergetice nu sunt echipate cu instalaţii performante pentru reducerea poluării, drept urmare emisiile de NOx şi SO₂ se situează peste valorile maxime acceptate în UE. În ultimii 10 ani au fost modernizate/retehnologizate unele centralele termoelectrice reprezentând aproximativ 10% din puterea instalată.

În ceea ce priveşte grupurile hidroenergetice, 37% din totalul acestora au durata de funcţionare normată depăşită. În perioada 2000-2005 au fost reabilitate, prin retehnologizare şi modernizare, capacităţi de producţie a căror putere însumată este de 900 MW. Sporul de putere obţinut prin modernizarea acestor capacităţi este de 101,4 MW. Pentru perioada 2006-2020 programul de reabilitare a grupurilor hidroenergetice vizează retehnologizarea şi modernizarea unor capacităţi de producţie a căror putere instalată însumează 2.328 MW. Ca urmare a modernizărilor se va obţine un spor de putere de 69 MW şi o creştere a energiei produse într-un an hidrologic mediu de 416 GWh/an. Energia totală care poate fi produsă suplimentar de grupurile ce se vor retehnologiza în perioada 2006-2020 este estimată la 5.500 GWh.

Unitatea 1 de la CNE Cernavodă (707 MW) este în funcţiune din 1996 şi a realizat în ultimii ani un factor de utilizare mediu a puterii de aproape 90%, livrând anual circa 9-10% din producţia de energie electrică a României. Durata de viaţă proiectată a Unităţii 1 Cernavodă este de 30 ani. Au fost implementate programe corespunzătoare de management al deşeurilor radioactive şi al combustibilului nuclear ars, precum şi de prelungire a duratei de viaţă proiectate. În semestrul al II-lea al anului 2007, Unitatea nr. 2 Cernavodă începe exploatarea comercială, asigurând astfel dublarea producţiei naţionale de energie electrică de provenienţă nucleară.

Reţelele electrice de distribuţie (RED) sunt caracterizate printr-un grad avansat de uzură fizică (circa 65%) a liniilor electrice de joasă, medie şi înaltă tensiune (110 kV), a staţiilor de transformare şi a posturilor de transformare. La aceasta se adaugă uzura morală, 30% din instalaţii fiind echipate cu aparataj produs în anii 60. În perioada analizată, consumul propriu tehnologic în reţelele de distribuţie (inclusiv pierderile comerciale) a avut o uşoară scădere, atingând în anul 2004 valoarea medie anuală de 12,6%, comparativ cu media ţărilor din UE de 7,3%.

Investiţiile efectuate până în prezent în reţeaua electrică de transport (RET) au permis realizarea într-o primă etapă a unei noi şi moderne infrastructuri de conducere prin dispecer şi a infrastructurii necesare funcţionării pieţelor de electricitate (reţea naţională de fibră optică, noul sistem EMS-SCADA, sistemul de măsurare a cantităţilor de energie electrică tranzacţionate angro, platforme IT de tranzacţionare şi decontare). Este în curs de desfăşurare programul de modernizare a întregii reţele la nivelul celor mai înalte standarde europene cu lucrări de modernizare şi retehnologizare a staţiilor electrice cele mai importante din RET, precum şi de dezvoltare a capacităţii pe linii de interconexiune. Progresul tehnic realizat a permis aderarea în anul 2003 la Uniunea pentru Coordonarea Transportatorilor de Energie Electrică (UCTE) şi conectarea sincronă în 2004 a Sistemului Energetic Naţional (SEN) la sistemul UCTE, asigurând atât creşterea siguranţei în funcţionare a SEN, cât şi noi oportunităţi de comerţ transfrontalier cu energie electrică şi de integrare a României în piaţa regională de energie.

Sistemele centralizate de încălzire urbană se confruntă cu o uzură fizică şi morală accentuată a instalaţiilor şi echipamentelor, resurse financiare insuficiente pentru întreţinere, reabilitare şi modernizare, pierderi mari în transport şi distribuţie şi, nu în ultimul rând, cu o izolare termică necorespunzătoare a fondului locativ existent. Aceşti factori au condus la costuri mari de producţie şi distribuţie a energiei termice, scăderea calităţii serviciilor şi creşterea valorii facturii energetice pentru populaţie. Eficienţa acestor instalaţii a fost afectată şi de gradul mare de deconectare a consumatorilor în unele localităţi, astfel încât consumatorii rămaşi au fost puşi în situaţia de a plăti suplimentar pentru funcţionarea instalaţiilor într-un regim neeconomic, la sarcini reduse faţă de cele de proiect.

3.4.Cadrul legislativ şi instituţional

Pe plan instituţional au fost înfiinţate autorităţi de reglementare în domeniul energiei electrice (ANRE) şi în domeniul gazelor naturale (ANRGN), autorităţi care au fuzionat în anul 2007. Domeniul energiei termice este reglementat de Autoritatea Naţională de Reglementare pentru Serviciile Comunitare de Utilităţi Publice (ANRSC). În domeniul utilizării eficiente a energiei, Agenţia Română pentru Conservarea Energiei (ARCE) a asigurat cadrul legislativ şi de reglementare secundară, precum şi implementarea unor programe de investiţii la nivel naţional în domeniu.

3.5.Protecţia mediului

Este cunoscut faptul că toate tipurile de instalaţii de ardere a combustibililor fosili produc emisii de CO₂, care reprezintă cauza principală a încălzirii globale. Pentru a menţine roiul important al combustibililor fosili în balanţa energetică, trebuie identificate şi aplicate soluţii care să reducă impactul folosirii acestor combustibili asupra mediului. În acest sens, soluţia de captare şi stocare a emisiilor de CO₂ (CSC) va trebui luată în considerare la proiectarea şi realizarea de noi centrale termoelectrice. Totodată, actualele tehnologii de ardere a cărbunelui vor trebui înlocuite cu tehnologii curate, atenuând în mod substanţial poluarea, prin reducerea considerabilă a emisiilor de SO₂ şi NO_x, precum şi a pulberilor în suspensie generate de centralele termice pe cărbune.

Managementul deşeurilor radioactive produse de Unitatea 1 Cernavodă pe durata de viaţă a acesteia se realizează în conformitate cu cerinţele standardelor Agenţiei Internaţionale pentru Energie Atomică şi ale practicilor internaţionale avansate. Combustibilul nuclear uzat este depozitat în siguranţă, pentru o perioadă de 50 ani, într-un depozit uscat (DICA), dezvoltat etapizat pe amplasamentul Cernavodă. Depozitul este realizat la nivelul standardelor internaţionale. Pentru depozitarea finală a combustibilului nuclear uzat se va construi un depozit geologic adecvat, în perioada 2040-2055. Deşeurile slab şi mediu active sunt stocate într-un depozit intermediar (DIDR), pentru depozitarea definitivă urmând a se realiza un depozit final în anul 2014.

3.6.Pieţe de energie/serviciul public

Acest model de piaţă este adoptat de toate ţările europene dezvoltate. În anul 2007, România este singura ţară din regiune organizatoare a unei pieţe pentru ziua următoare şi a unei pieţe funcţionale de echilibrare. Astfel, pe lângă tranzacţionarea prin contracte, participanţii la piaţa angro de energie electrică au posibilitatea participării voluntare la o piaţă fizică de energie organizată pe termen scurt, cu o zi înaintea zilei de dispecerizare (Piaţa pentru ziua următoare), operată de S.C. "Opcom" - S.A. Piaţa de echilibrare are ca principal scop compensarea abaterilor de la valorile programate ale producţiei şi consumului de energie electrică, fiind obligatorie tuturor capacităţilor de producţie disponibile. Piaţa centralizată şi piaţa de tip forward a contractelor bilaterale asigură transparenţa contractării bilaterale, venind totodată în întâmpinarea recomandărilor Comisiei Europene, Consiliului European al Reglementatorilor Europeni şi Băncii Mondiale pentru înfiinţarea unei burse regionale de contracte.

Susţinerea producţiei de energie electrică din surse regenerabile se realizează prin certificatele verzi tranzacţionate pe Piaţa concurenţială de certificate verzi şi cote obligatorii pentru furnizori. Fiecare furnizor este obligat să achiziţioneze anual o cantitate de certificate verzi, proporţională cu cantitatea de energie electrică vândută consumatorilor de către respectivul furnizor. Tranzacţiile cu certificate verzi se pot desfăşura în cadrul pieţei centralizate operate de S.C. "Opcom" - S.A. sau prin contracte bilaterale. S.C. "Opcom" - S.A. administrează Piaţa de certificate verzi centralizată/bilaterală şi Registrul certificatelor verzi.

Activităţile aferente segmentului reglementat cuprind: furnizarea gazelor naturale la preţ reglementat şi în baza contractelor-cadru către consumatori, administrarea contractelor comerciale şi de echilibrare contractuală a pieţei interne, transportul gazelor naturale, înmagazinarea subterană a gazelor naturale, distribuţia gazelor naturale, tranzitul gazelor naturale - cu excepţia tranzitului desfăşurat prin conducte magistrale dedicate (tranzitul prin conductele magistrale dedicate se supune regimului stabilit prin acordurile internaţionale în baza cărora acestea au fost realizate).

Piaţa gazelor naturale din România a fost deschisă gradual începând cu anul 2001, când gradul iniţial de deschidere a pieţei interne a fost de 10% din consumul total aferent anului 2000, ajungându-se în anul 2006 la un grad de deschidere a pieţei de gaze naturale de 75% (începând cu 1 iulie 2006). Procesul de liberalizare a pieţei de gaze naturale din România a continuat, la 1 ianuarie 2007 gradul de deschidere al pieţei fiind de 100% pentru consumatorii industriali. Pentru consumatorii rezidenţiali piaţa de gaze naturale a fost liberalizată la 1 iulie 2007, în prezent gradul de deschidere al pieţei naţionale de gaze naturale fiind de 100%, conform prevederilor Directivei 2003/55/CE.

În vederea asigurării necesarului de consum al tuturor categoriilor de consumatori şi eliminării disfuncţionalităţilor apărute în piaţa internă de gaze naturale în iarna 2005-2006 (ca urmare a temperaturilor scăzute şi a reducerii cantităţilor de gaze naturale din import în lunile ianuarie şi februarie 2006), a fost elaborat proiectul de lege care transpune Directiva 2004/67/CE privind măsurile de garantare a securităţii aprovizionării cu gaze naturale. Consumatorul întreruptibil contribuie decisiv la menţinerea funcţionării în deplină siguranţă a Sistemului naţional de transport gaze naturale şi a sistemelor de distribuţie, prin acceptarea de către acesta a reducerii consumului, până la oprire, în conformitate cu prevederile Directivei 2004/67/CE, în scopul asigurării protecţiei aprovizionării consumatorilor casnici.

Resursele de minereu de uraniu de care dispune România prezintă un interes deosebit pentru economia naţională, având în vedere funcţionarea Unităţii 1 Cernavodă, punerea în funcţiune a Unităţii 2 Cernavodă în anul 2007 şi dezvoltarea viitoare a programului de energetică nucleară, motiv pentru care activitatea de exploatare şi preparare a minereurilor de uraniu şi de rafinare a concentratelor tehnice este de interes strategic. Din minereul de uraniu se obţine pulberea sinterizabilă de dioxid de uraniu, care se utilizează pentru fabricarea în România a combustibilului nuclear destinat unităţilor nuclearoelectrice de la Cernavodă.

În vederea asigurării materiei prime pentru fabricarea combustibilului nuclear necesar funcţionării celor două unităţi nuclearoelectrice, precum şi a funcţionării în perspectivă a unităţilor 3 şi 4 este obligatorie şi urgentă parcurgerea concomitentă a următoarelor două direcţii: asumarea riscului deschiderii unei noi capacităţi naţionale de producţie şi, respectiv, asigurarea cadrului legislativ necesar şi participarea pe plan mondial la concesionări de zăcăminte uranifere în vederea exploatării acestora sau la importul de minereu uranifer sau de concentrate tehnice. La nivel mondial există o piaţă dezvoltată a uraniului, cu un grad ridicat de stabilitate. La această stabilitate contribuie şi existenţa unor rezerve semnificative de uraniu în zone geografice lipsite de conflicte.

3.7.Preţuri şi tarife pentru energie - efecte economice şi sociale

La sfârşitul anului 2006, preţul mediu al energiei electrice livrate consumatorilor casnici cu un consum de 1.200 kWh/an (consumatorul casnic mediu în România) a fost de 0,1029 euro/kWh, comparativ cu 0,1637 euro/kWh, media UE 25. A fost menţinut tariful social destinat consumatorilor cu consum redus şi îmbunătăţit astfel încât să beneficieze de el doar populaţia defavorizată. Consumatorii din această categorie au plătit 0,0499 euro/kWh în 2006. Valorile prezentate includ TVA.

Preţul energiei electrice livrate consumatorilor industriali a variat în funcţie de mărimea consumului, situându-se însă practic în toate cazurile sub valoarea medie din UE 25. Astfel, un consumator cu un consum anual de 1.250 MWh şi o putere maximă de 500 kW a plătit 0,0853 euro/KWh, faţă de 0,0935 euro/kWh, media UE 25. Un consumator industrial cu un consum anual de 24.000 MWh şi o putere maximă de 4 MW a plătit 0,0643 euro/kWh, comparativ cu 0,0732 euro/kWh, valoarea medie din UE 25 pentru aceeaşi categorie de consumatori. Aceste valori nu includ TVA.

Preţul gazelor naturale din import a cunoscut o creştere accentuată începând cu anul 2005. Valorile atinse în anul 2007 de aceste preţuri sunt mult mai mari decât estimările avute în vedere la încheierea negocierilor de aderare din cadrul cap. 14 "Energie" şi la stabilirea calendarului de aliniere a preţului gazelor naturale din producţia internă la valorile din pieţele internaţionale. Alinierea preţurilor se va realiza treptat, ţinând cont de creşterea puterii de cumpărare a populaţiei şi de impactul general al preţurilor la gazele naturale asupra economiei naţionale, asupra preţurilor altor utilităţi şi asupra indicatorilor macroeconomici.

Necesitatea implementării unui nou sistem de tarifare a gazelor naturale a fost prevăzută în acordurile încheiate de Guvernul României cu instituţiile financiare internaţionale şi a fost făcută publică încă din decembrie 2003, când ANRGN a emis metodologia de calcul al preţurilor şi tarifelor reglementate în sectorul gazelor naturale. În vederea eliminării subvenţiei încrucişate între categoriile de consumatori, ANRGN a implementat în perioada 2004-2005 un nou sistem de tarife de distribuţie şi preţuri finale reglementate, diferenţiate pe fiecare operator de distribuţie a gazelor naturale, titular al licenţei de furnizare, şi pe categorii de consumatori, care să reflecte costurile corespunzătoare furnizării gazelor naturale pentru fiecare categorie în parte.

Conjunctura nefavorabilă de pe piaţa mondială a ţiţeiului, caracterizată de scăderea accentuată a producţiei şi a stocurilor, în special pe piaţa americană şi asiatică, a condus la creşterea fără precedent a cotaţiilor acestuia pe pieţele bursiere, înregistrându-se preţuri de 60+70 USD/baril începând cu anul 2005. Creşterea preţului mondial al ţiţeiului a condus la majorarea continuă a preţurilor produselor petroliere şi, implicit, la creşterea în lanţ a costurilor în economie.

Ţiţeiul este un produs cotat la bursă, pe o piaţă mondială. Pe piaţa produselor petroliere există un climat concurenţial, în curs de consolidare, modificarea şi varietatea preţurilor practicate pe piaţă fiind un element pozitiv în dezvoltarea pieţei libere. Preţurile la carburanţi se fixează liber, dar şi ţinându-se seama de evoluţia preţurilor externe şi de puterea de cumpărare de pe piaţa internă, avându-se în vedere politici echilibrate de preţuri la carburanţi.

Conform studiilor de prognoză, elaborate la nivel mondial (CME) până în anul 2030, pe toate pieţele lumii se estimează o evoluţie uşor crescătoare a preţului la cărbune, faţă de creşteri substanţiale la celelalte resurse energetice (ţiţei şi gaze naturale). Prognozele confirmă faptul că această resursă energetică, pe lângă durata mare de asigurare, prezintă o garanţie a susţinerii necesarului de energie în viitor, la preţuri competitive cu preţul altor resurse purtătoare de energie primară.

Evoluţia recentă a preţului uraniului pe piaţa spot, în condiţiile în care prognozele internaţionale pe termen mediu şi lung arată o tendinţă ascendentă a acestuia, determină ca principală preocupare asigurarea de surse alternative pentru fabricarea pulberii sinterizabile de dioxid de uraniu şi deschiderea unei noi capacităţi de producţie, precum şi reanalizarea resurselor geologice interne în vederea creşterii gradului lor de cunoaştere şi atragerii acestora în exploatare.

3.8.Analiza situaţiei actuale a sectorului energetic

Sursă	Potenţial anual	Aplicaţie
Energie solară	60 PJ 1,2 TWh	Energie termică Energie electrică
Energie eoliană (potenţial teoretic)	23 TWh	Energie electrică
Energie hidro din care sub 10 MW	36 TWh 3,6 TWh	Energie electrică
Biomasă şi biogaz	318 PJ	Energie termică Energie electrică
Energie geotermală	7 PJ	Energie termică

	Intensitatea energetică primară (tep/1000 Euro2005)		Intensitatea energetică finală (tep/1000 Euro2005)
	CS	PPC	CS	PPC
UE 25	0,161	0,161	0,105	0,105
UE 15	0.149	0,156	0,098	0,102
NM 10	0,384	0,218	0,232	0,131
Cehia	0,449	0,253	0,259	0,146
Germania	0.154	0,162	0,097	0,102
Grecia	0,173	0,143	0,115	0,095
Ungaria	0,314	0,189	0,203	0,122
Polonia	0,385	0,211	0,235	0,128
Portugalia	0,179	0,150	0,125	0,105
ROMÂNIA	0,492	0,225	0,308	0,141

Sector	Potenţialul mediu de economii de energie, estimat ca procent din consum (%)	Valori maximale pentru potenţialul de economii de energie (ktep/an)
Industrie	13.0 (10-17)	1590
Rezidenţial	41.5 (35-50)	3600
Transport şi comunicaţii	31.5 (30-35)	1390
Sector terţiar	14.0 (13-19)	243
TOTAL:	100	6823

	Plajele de variaţie a costurilor de producţie a energiei electrice din SRE
	Premise: 6,5% rata dobânzii, 15 ani perioada de recuperare.