Subcapitolul 0 - Strategie din 2024 energetică a României 2025-2035, cu perspectiva anului 2050

M.Of. 1226 bis

În vigoare

Versiune de la: 5 Decembrie 2024

SUBCAPITOLUL 0:

De asemenea, toate măsurile fără precedent de diversificare a surselor de aprovizionare cu gaz natural şi, mai ales, de reducere a consumurilor la nivel european, pe fondul unui necesar scăzut al gazului natural, urmare a condiţiilor meteorologice favorabile din timpul iernii, au dus la scăderea consumului de gaz la nivel european cu 13,5% în 2023 faţă de 2022, după o scădere de 13% în 2022 faţă de 2021, mai mult decât ţinta prescrisă de Regulamentul 2022/1369 cu privire la măsuri coordonate de reducere a cererii de gaz natural. Federaţia Rusă principalul furnizor de gaz natural la nivel european, a fost înlocuit acest loc fiind ocupat în prezent de Norvegia (urmat de LGN din SUA, Qatar, Rusia, Algeria, Nigeria etc.). Dacă în 2021 importurile din Federaţia Rusă reprezentau 40% din importurile de gaz ale UE, această cifră a ajuns la 8% în 2023.

atât la gaz natural, cât şi la energie electrică, atingându-se inclusiv minime istorice. Preţul la gaz natural pe bursele europene a coborât constant sub 30 EUR/MWh, niveluri atât de joase fiind înregistrate ultima dată în iulie 2021, înainte ca Rusia să înceapă să pună presiune pe aprovizionarea cu gaz la nivelul UE. Şi la nivelul preţurilor angro de energie electrică, domolirea presiunii preţului a fost una puternică: de la nivelurile de 700 EUR/MWh în august 2022, la sub 100 EUR/MWh în 2023 şi 2024, înregistrându-se chiar şi preţuri negative pe pieţele angro din UE.

Transformarea sectorului energetic are loc în ritm accelerat, prin extinderea ponderii SRE şi prin "revoluţia" digitală, ce constă în dezvoltarea de reţele inteligente cu coordonare în timp real şi cu comunicare în dublu sens, susţinute de creşterea capacităţii de analiză şi transmitere a volumelor mari de date, cu optimizarea consumului de energie. În ultimii 20 de ani capacitatea instalată pentru producţie de energie electrică din surse regenerabile a crescut de peste trei ori, ajungând la aproximativ 8500 TW instalaţi la nivel global.

Tendinţa globală puternică de scădere a costurilor tehnologiilor pentru energie regenerabilă din perioada 2010-2023 a condus la creşterea competitivităţii acestora faţă de costurile impuse de capacităţi similare pe bază de combustibili fosili. Din anii 2010 până în prezent, costurile cu tehnologia panourilor fotovoltaice au scăzut cu 85%. Potrivit Agenţiei Internaţionale a Energiei (AIE), această tendinţă va continua, făcând majoritatea SRE competitive fără scheme de sprijin dedicate până în 2040.

Scăderea costurilor de producţie a energiei din SRE, dezvoltarea tehnologiilor de stocare a energiei electrice la scară comercială în următorii ani, emergenţa electromobilităţii, progresul sistemelor de gestiune a consumului de energie şi digitalizarea constituie provocări la adresa paradigmei convenţionale de producţie, transport, distribuţie şi consum al energiei. Ponderea crescândă a producţiei de energie din surse eoliene şi fotovoltaice ridică problema adecvanţei SEN şi a regulilor de funcţionare a pieţelor de energie electrică.

Pe măsură ce unităţile de producere a energiei nucleare finalizate în anii 1970-1980 ajung la sfârşitul duratei de viaţă în 2030-2040, în numeroase state se pune problema retehnologizării/extinderii duratei de viaţă sau înlocuirii acestor capacităţi cu alte tehnologii, inclusiv noi capacităţi nucleare. Retehnologizarea centralelor nucleare conduce la dublarea duratei de viaţa a acestora, dublând totodată şi perioada de furnizare a energiei cu emisii scăzute de carbon. Din punct de vedere al costurilor, implicit al impactului ulterior în piaţă, prelungirea duratei de viaţă a unităţilor nucleare are în prezent cel mai mic cost dintre toate sursele de energie, inclusiv a celor regenerabile.

Înmagazinarea subterană a gazelor naturale are un rol major în asigurarea siguranţei în aprovizionarea cu gaze naturale, facilitând echilibrarea balanţei consum - producţie internă - import de gaze naturale, prin acoperirea vârfurilor de consum cauzate în principal de variaţiile de temperatură, precum şi menţinerea caracteristicilor de funcţionare optimă a sistemului naţional de transport gaze naturale în sezonul rece. Totodată, înmagazinarea subterană a gazelor naturale are rolul strategic de a asigura furnizarea de gaze naturale din depozitele de înmagazinare, în cazuri de forţă majoră (calamităţi, cutremure şi alte evenimente neprevăzute).

România dispune de rezerve variate de cărbune (antracit, huilă, cărbune brun, lignit şi turbă) localizate în 22 de bazine carbonifere în care au fost puse în evidenţă şi cercetate 299 perimetre miniere. Vârsta zăcămintelor de cărbuni variază între Carbonifer târziu (Westphalian - Stephanian) şi Pliocen (Dacian-Romanian). Distribuţia bazinelor purtătoare de cărbuni din România, evidenţiate după vârstă geologică. În umplutura neogena a avanfosei şi mai puţin în cuvertura neogena a Platformei Moesice, dintre Dunăre şi Luncavăţ, se găsesc cele mai importante zăcăminte de cărbuni din România, el singur cuprinzând mai mult de 80% din rezervele de cărbuni energetici ai ţării.

Pentru a spori securitatea aprovizionării cu materia primă necesară fabricării combustibilului nuclear la Fabrica de Combustibil Nuclear (FCN) Piteşti şi reducerii dependenţei de import pe lanţul de producere a combustibilului nuclear, Societatea Naţională Nuclearelectrica SA (SNN) a achiziţionat Fabrica de Prelucrare a Concentratelor de Uraniu de la Compania Naţională a Uraniului (CNU) în vederea consolidării ciclului nuclear şi eficientizării costului materiei prime necesară fabricării combustibilului nuclear pentru CNE Cernavodă.

De asemenea, tot în vederea consolidării ciclului combustibilului nuclear, SNN SA a preluat în anul 2021, cu titlu gratuit, licenţa de concesionare a activităţii de exploatare a minereului de uraniu din perimetrul Tulgheş Grinţieş, judeţul Neamţ. Darea în exploatare a acestui zăcământ, va crea premisele utilizării minereului de uraniu extras din tară. Rezervele dovedite de minereu existente şi exploatabile asigură cererea de uraniu natural pentru funcţionarea a două unităţi nuclear-electrice pe toată durata de operare.

Conform studiului privind evaluarea potenţialului tehnico-economic al resurselor regenerabile în România realizat în anul 2021 cu sprijinul ISPE, potenţialul tehnic eolian al României este evaluat la 84 GW (154 TWh). Datorită poziţionării geografice şi deschiderii către Marea Neagră, România prezintă un potenţial tehnic ridicat în materie de energie eoliană. Conform unui studiu al Băncii Mondiale (BM), potenţialul teoretic este estimat la 76 GW din care 22 GW pentru turbine cu fundaţie fixă şi 54 GW pentru turbine cu fundaţie plutitoare.

Studii realizate în cadrul regiunii de Sud-Est a Europei au evaluat potenţialul tehnic solar al României la nivelul a 19,4 GW (25,8TWh), din care aproximativ 18,1 GW (24,2 TWh) pot constitui o opţiune economică de investit, în scenariul cu costuri minime. Valorificarea potenţialului solar în scopul producerii de energie electrică prin utilizarea panourilor fotovoltaice permite, conform aceluiaşi studiu, instalarea unei capacităţi totale de 4.000 MW şi producerea unei energii anuale de 4,8 TWh.

Pe teritoriul României au fost identificate mai multe areale în care potenţialul geotermal se estimează că ar permite aplicaţii economice, pe o zonă extinsă în vestul Transilvaniei şi pe suprafeţe mai restrânse în nordul Bucureştiului, la nord de Râmnicul Vâlcea şi în jurul localităţii Ţăndărei. Cercetările anterioare anului 1990, au relevat faptul că potenţialul resurselor geotermale cunoscute din România însumează aproximativ 7 PJ/an (cca. 1,67 milioane Gcal/an). Datele colectate din perioada 2014-2016, consemnează că din acest potenţial sunt valorificate anual sub forma de agent termic sau apă calda între 155 mii şi 200 mii Gcal.

Aceasta denotă o capacitate mică de generare, în comparaţie cu alte ţări europene cu economii similare. Puterea instalată brută a centralelor electrice puse în funcţiune în anul 2023 în România a fost de 624 MW, majoritatea puterii fiind instalată în centrale electrice fotovoltaice - 496 MW, însă acestea nu au compensat pentru scoaterea din funcţiune a două grupuri pe cărbune de la CE Oltenia. În 2024 se estimează punerea în funcţiune a aproximativ 1.500 MW, preponderent în centrale electrice fotovoltaice, care se vor racorda la sistemul electroenergetic.

Conform prognozelor până în anul 2035 cu perspectiva anului 2050, producţia de gaze naturale din resursă terestră este de aşteptat să scadă, menţinerea unui grad redus de dependenţă faţă de importuri fiind condiţionată astfel de dezvoltarea rezervelor descoperite în Marea Neagră. Primele gaze naturale provenite din proiecte offshore sunt planificate a deveni disponibile în piaţă începând cu anul 2027. Potrivit informaţiilor publicate de către operator, producţia de platou va fi atinsă în decurs de un an de la începerea producţiei şi va dura o perioadă totală de aproximativ zece ani, la aproximativ 140 de mii de barili echivalent petrol pe zi. După această perioadă, activul va intra în declin natural pentru o perioadă de încă opt ani.

Cărbunele rămâne o sursă importantă de producere a energiei electrice, acoperind în prezent 14% din producţia totală de energie electrică la nivel naţional. Cărbunele este un combustibil strategic în susţinerea securităţii energetice naţionale şi regionale, întrucât în perioadele meteorologice extreme, precum şi în situaţii de criză energetică, acesta stă la baza rezilienţei alimentării cu energie şi a bunei funcţionări a sistemului electroenergetic naţional. Aceste resurse convenţionale sunt deosebit de valoroase datorită capacităţii lor de a oferi energie stabilă, fără a fi afectate în mod semnificativ de fluctuaţiile pieţei sau de factori geopolitici. Fiind indigene, permit o independenţă mai mare în raport cu sursele externe de energie, reducând vulnerabilitatea ţării în faţa unor eventuale crize energetice sau perturbări geopolitice.

În anul 2023, puterea instalată în centralele electrice eoliene (CEE) a fost de 3.026,91 MW sau 16% din capacitatea netă instalată, dar contribuind cu 13% la producţia de electricitate totală, datorită variabilităţii. Puterea instalată în prezent în centrale eoliene este aproape de un maximum tehnic posibil pentru funcţionarea în siguranţă a SEN, în configuraţia sa actuală. Piaţa de echilibrare este pusă în dificultate de variabilitatea ridicată a surselor de energie eoliene. Din datele Transelectrica, există contracte de racordare pentru CEE totalizând o putere instalată de circa 1.895,95 MW, care nu au stabilite termene de punere în funcţiune.

Analiza Comisiei Europene din 2021¹ a concluzionat că în ciuda potenţialului semnificativ de producţie a biometanului în România, 2 mld. m³ pe an la orizontul 2030 (având capacitatea de a înlocui aproximativ 80% din importurile actuale de gaz natural cu biometan), România reprezintă una dintre cele mai puţin dezvoltate pieţe de biogaz din UE, iar numărul actual de staţii de alimentare cu GNC, respectiv 3, nu este suficient pentru a avea o absorbţie mai mare de biometan în transport.

Metanul sintetic, identic din punct de vedere chimic cu gazul "de sondă", este alternativa sustenabilă la acesta, întrucât se obţine din hidrogen (ideal din surse regenerabile de energie) şi dioxid de carbon, acesta din urmă putând fi captat din alte surse de generare a energiei electrice (precum CCUS). Metanul sintetic ar putea deveni o alternativă nivel local dar şi pentru consumatorii industriali care pot dispune de hidrogen şi urmăresc reducerea amprentei de carbon a gazului metan consumat.

Costurile actuale pentru săparea unei sonde de apă geotermală sunt similare cu costurile pentru săparea unei sonde de hidrocarburi. Astfel, pentru adâncimile de peste 3.000 metri care caracterizează majoritatea resurselor geotermale din România, amortizarea investiţiilor pentru utilizarea energiei geotermale depăşeşte 55 ani; astfel de proiecte sunt considerate nerentabile, în cazul în care nu sunt finanţate din fonduri nerambursabile. Prin urmare, parcul de sonde de producţie de apă geotermală nu a crescut.

Un alt motiv al limitării utilizării energiei geotermale este constituit de limitările semnificative pe care le prezintă sistemele convenţionale (în buclă deschisă) de captare a căldurii, care necesită amplasarea în apropierea surselor de apă termală, precum şi a gradienţilor de temperatură foarte mari. Cerinţa de a avea gradienţi de temperatură ridicaţi şi existenţa unor acvifere permeabile limitează semnificativ dezvoltarea pe scară largă a proiectelor de energie geotermală convenţională, făcând din aceasta o tehnologie de nişă, potrivită doar în regiunile calde. Nu în cele din urmă, o restricţie semnificativă este faptul că resursele geologice de apă geotermală trebuie să se afle în apropierea cererii de căldură, reprezentată de oraşele cu reţele de încălzire.

Transelectrica SA coordonează fluxurile de putere din SEN prin controlul unităţilor de producţie dispecerizabile. Din puterea totală brută disponibilă de aproape 18.254 MW, 3.000 MW sunt nedispecerizabili. RET este compusă din linii electrice aeriene (LEA) cu tensiuni desemnate de 400 kV, 220 kV şi 110 kV. În plus, există staţii electrice având tensiunea superioară de 400 kV şi 220 kV contribuind la o lungime totală de 8.904,62 km pentru reţeaua de transport al energiei electrice, alături de linii de interconexiune care însumează un total de 489,04 km.

Din întreaga lungime a LEA, 83% au devenit operaţionale între 1960 şi 1979, iar 14% au devenit operaţionale între 1980 şi 1999. Doar 3% din LEA au fost construite după anul 2000. Gradul de îmbătrânire a liniilor de transport (calculat ca procent între durata perioadei de funcţionare şi durata standard de viaţă, 48 de ani) arată că liniile construite în perioada 1960-1979 au depăşit cu 4% durata de viaţă standard de utilizare, în timp ce liniile construite în perioada 1980-1999 sunt la nivelul de 78% din durata de viaţă standard. Aceste linii trebuie menţinute într-o stare optimă de funcţionare prin implementarea unor programe de întreţinere adecvate.

EU Action Plan on Grids, document publicat recent de Comisia Europeană, evidenţiază necesitatea suplimentării surselor de finanţare pentru realizarea investiţiilor în reţele electrice în scopul permiterii racordării noilor capacităţi de SRE. Se estimează sume totale de peste 400 miliarde EUR, din care peste 70% în reţele de distribuţie. În România se estimează un necesar de investiţii de cca 15 mld. EUR în reţele de distribuţie pentru a satisface cerinţele tranziţiei energetice şi ţintele asumate de România până în 2030.

Sistemul Naţional de Transport al Gazelor Naturale (SNT) este reprezentat de ansamblul de conducte magistrale, precum şi de instalaţiile, echipamentele şi dotările aferente acestora, utilizate la presiuni cuprinse între 6 bar şi 63 bar, prin care se asigură preluarea gazelor naturale extrase din perimetrele de producţie sau a celor provenite din import şi transportul acestora. Scopul este de a livra în cele din urmă gaz natural utilizatorilor finali atât pe piaţa internă, cât şi pe pieţele internaţionale de gaze naturale.

SNT a fost conceput ca un sistem radial-inelar interconectat, fiind dezvoltat în jurul şi având drept puncte de plecare zăcămintele de gaze naturale din Bazinul Transilvaniei, Oltenia şi ulterior Muntenia de Est. Drept destinaţie au fost marii consumatori din zona Ploieşti - Bucureşti, Moldova, Oltenia, precum şi cei din zona centrală (Transilvania) şi de nord a ţării. Ulterior, fluxurile au suferit modificări importante din cauza declinului surselor din Bazinul Transilvaniei, Moldova, Oltenia şi apariţiei altor surse (import, concesionări realizate de terţi etc.), în condiţiile în care infrastructura de transport gaze naturale a rămas aceeaşi.

La 31 decembrie 2022, cei 28 de operatori licenţiaţi de distribuţie a gazelor naturale, autorizaţi de ANRE, deţineau o reţea colectivă de conducte de distribuţie a gazelor naturale şi legături interconectate pe o lungime totală de 58.594 km. Dintre acestea, reţelele de polietilenă aveau ponderea predominantă, cu 68,15%, cunoscând o expansiune semnificativă în ultimele două decenii. O parte semnificativă, care depăşeşte 29%, cuprinde reţele construite în ultimul deceniu, în timp ce aproximativ 35% se încadrează în categoria de vechime de 10 până la 20 de ani. În schimb, peste 27% din reţea conţine conducte şi racorduri care au fost puse în funcţiune în urmă cu 20 până la 30 de ani, în timp ce aproximativ 8% au o vechime de peste 30 de ani. Comparativ, în doar un an (2022), reţeaua naţională de distribuţie a gazelor naturale s-a extins cu 2.496 km, având o rată de creştere de 4,45% fată de 2021. Cei mai mari 2 operatori ai sistemului de distribuţie sunt Delgaz Grid şi Distrigaz Sud Reţele.

Consumul de energie primară în România în perioada 2011-2021 relevă mai multe tendinţe, deşi consumul primar total a fost mai degrabă constant. În primul rând, consumul primar de combustibili fosili solizi a scăzut cu mai mult de jumătate, iar consumul de gaze naturale a scăzut cu aproximativ 10%. Pe de altă parte, consumul primar de alte SRE (cu excepţia biomasei - biocombustibili solizi primari) a crescut cu peste 70% în perioada analizată, datorită creşterii producţiei de energie electrică din SRE. În plus, creşterea activităţii în sectorul transporturilor a contribuit la creşterea consumului primar de petrol şi produse petroliere cu peste 20%.

Consumul de energie finală în sectorul transporturi a crescut cu peste 30%, astfel încât ponderea acestuia în consumul final brut de energie la nivel naţional a crescut de la 23% în 2011 la 27% în 2021. Ponderea sectorului industrie a scăzut de la 31% în 2011 la 27% în 2021. Ponderea consumului de energie finală în sectorul rezidenţial şi cel comercial şi al serviciilor publice a fost cvasi-constantă în perioada analizată, cu o creştere a valorilor absolute în 2021, în principal datorită cererii mai mari pentru încălzire.

Consumul total de energie electrică a înregistrat o scădere substanţială de la 60 TWh în 1990 la 39 TWh în 1999, în principal pe fondul contractării activităţii industriale, după care a crescut până la 48 TWh în 2008. Criza economică din 2008-2009 a cauzat o nouă scădere a consumului până la 43 TWh. Acesta a revenit treptat până în la 47 TWh în 2012, urmând a se menţine constant până în 2016. În aceeaşi perioadă 2012-2016, PIB-ul a crescut cu 25,8%. Din 2014, tendinţa consumului final energetic a fost ascendentă până în 2021, urmată de o scădere bruscă de 8,5% în 2022 când consumul a coborât la nivelul din 2014.

Având în vedere consumul energetic foarte mic al României raportat la populaţia şi dimensiunea economiei, în comparaţie cu statele Uniunii Europene, dezvoltarea economică şi electrificarea a din ce în ce mai multe sectoare este de aşteptat să conducă la creşterea consumului de energie electrică în industrie, transporturi, servicii, agricultură şi locuinţe. În acelaşi timp, această tendinţă va fi parţial echilibrată la nivelul sistemului de expansiunea prosumatorilor de energie electrică şi instalarea accelerată a panourilor fotovoltaice la clienţii finali de energie electrică casnici şi industriali.

Gazele naturale au o pondere de aproximativ 29% din consumul intern de energie primară. Cota lor importantă se explică prin disponibilitatea relativ ridicată a resurselor autohtone, prin impactul redus asupra mediului comparativ cu alţi combustibili fosili şi prin capacitatea de a echilibra energia electrică produsă din SRE intermitente. Infrastructura existentă de extracţie, transport, înmagazinare subterană şi distribuţie este extinsă pe întreg teritoriul ţării. Totuşi, consumul de gaze naturale al României este de asemenea într-o scădere constantă, atingând minime istorice consecutive în 2022 şi 2023.

Consumul final de energie în sectorul de clădiri reprezenta 42% din totalul consumului final de energie în 2021, din care 35% reprezintă clădiri rezidenţiale, iar 7% clădiri comerciale şi publice. Cererea de energie termică este concentrată în sectoarele industrial, rezidenţial şi al serviciilor. Sectorul rezidenţial are cea mai mare pondere a consumului de energie (aproximativ 83%), în timp ce toate celelalte clădiri la un loc (birouri, şcoli, spitale, spaţii comerciale şi alte clădiri nerezidenţiale) reprezintă restul de 17% din consumul total de energie finală.

Din totalul locuinţelor, doar cca. 1,2 mil. sunt racordate la SACET-uri (cca. 600.000 în Bucureşti). O treime din locuinţele României (aproape 2,5 mil.) se încălzesc direct cu gaz natural, folosind centrale individuale, dar şi sobe cu randamente scăzute (cel puţin 250.000 de locuinţe). Aproximativ 3,5 mil. locuinţe (marea majoritate în mediul rural) folosesc combustibil solid - majoritatea lemne, dar şi cărbune - arse în sobe cu randament scăzut. Restul locuinţelor sunt încălzite cu combustibili lichizi (păcură, motorină sau GPL) sau energie electrică.

Producţia de energie termică din diverse SRE în sistem centralizat a prezentat tendinţe distincte. Biomasa este estimată a rămâne principalul combustibil utilizat în România pentru încălzire, în special în mediul rural. Cantitatea de lemn de foc utilizată anual este în jur de 13,5 mil. t/an, echivalent 4,2 MWh/t, putând discuta de un potenţial de energie primară de cca. 57 TWh/an. Lemnul de foc este adesea folosite în sobe cu randament scăzut, de circa 30-40%, consumul final de energie termică în aceste locuinţe care se încălzesc cu lemne fiind astfel de circa 23 TWh/an.

Un număr semnificativ de gospodării din România utilizează gazele naturale în centrale individuale (de apartament). Astfel resursele primare de energie sunt utilizate în mod ineficient ca urmare a funcţionarii în regimuri tranzitorii şi la minimul tehnic a centralelor individuale. De asemenea, utilizarea acestor surse individuale pentru încălzire şi apă caldă a condus la creşterea poluării în interiorul aglomerărilor urbane/zonelor rezidenţiale, la scăderea calităţii aerului afectând în mod negativ sănătatea populaţiei. Gazele naturale sunt utilizate cu preponderenţă în apartamente amplasate în blocuri de locuit (condominiu) în centrale individuale.

Sunt necesare măsuri dedicate pentru sprijinirea realizării sistemelor centralizate inteligente de încălzire la temperaturi reduse ce pot utiliza surse combinate de producţie a energiei termice pe baza de gaze naturale, H2Ready şi resurse regenerabile. Pe de o parte, pompele de căldură electrice constituie o alternativă la încălzirea folosind gazele naturale, inclusiv pe fondul creşterii capacităţilor de producţie din surse regenerabile. Pe de altă parte, acestea conduc şi la "vârfuri" de consum de energie electrică în perioadele extrem de reci - ca ordin de mărime pe termen lung, presupunând un milion de pompe de căldură instalate la nivel naţional şi o putere necesară instantanee medie de 4 kW per pompă de căldură, ar rezulta un necesar instantaneu de 4.000 MW doar pentru acestea. Ţinând cont că astfel de momente survin iarna în timpul nopţii, pot fi excluse capacităţile de solar fotovoltaic (cele fără stocare în baterii), astfel că reţelele de energie electrică ar fi solicitate în mod considerabil într-un timp foarte scurt. Din acest motiv, configuraţia hibrid, în care centrala pe gaz în condensare ar prelua acest "vârf" de consum în locul pompei de căldură, ar fi o alternativă mai sigură din punct de vedere al aprovizionării şi confortului consumatorilor şi al adecvanţei sistemului.

Capacitatea depozitelor de înmagazinare subterană
Depozit de înmagazinare subterană	Operator depozit	Capacitatea activă	Capacitatea de extracţie	Capacitatea de injecţie
		TWh/ciclu	GWh/zi	GWh/zi
Bălăceanca	Depogaz	0,535	12,840	10,700
Bilciureşti	Depogaz	14,017	149,800	107,000
Gherceşti	Depogaz	2,675	21,400	21,400
Sărmăşel	Depogaz	9,630	80,250	69,550
Urziceni	Depogaz	3,852	48,150	32,100
Târgu Mureş	Depomureş	3,155	29,000	27,000
Total		33,864	341,440	267,750