────────── *) Aprobat de Ordinul nr. 54 din 13 decembrie 2007, publicat în Monitorul Oficial al României, Partea I, nr. 71 din 30 ianuarie 2008.────────── CAP. I DISPOZIŢII GENERALE Domeniu de aplicare ART. 1 Codul reţelei reglementează condiţiile şi regulile de utilizare a Sistemului Naţional de Transport al gazelor naturale (SNT) din România. ART. 2 Prevederile codului reţelei sunt în conformitate cu prevederile Legii Gazelor nr. 351/2004, cu modificările şi completările ulterioare şi se aplică de către ANRE, SNTGN Transgaz S.A. Mediaş, numit în continuare Operatorul Sistemului de Transport (OST) şi de utilizatorii acestuia. ART. 3 Autoritatea Competentă (AC) aprobă modificarea şi/sau completarea codului reţelei, la propunerea OST şi/sau a utilizatorilor reţelei (UR). ART. 4 Propunerea de amendare a codului reţelei va fi înaintată AC în scris, cu precizarea tuturor secţiunilor codului reţelei care urmează să fie amendate, şi va fi însoţită de: a) o scurtă prezentare a tipului şi scopului fiecărui amendament propus; b) orice alt document (analize, rapoarte etc.) care furnizează argumente în favoarea amendamentelor propuse. ART. 5 La primirea unei propuneri de amendament, în situaţia în care aceasta nu este completă, în termen de 5 (cinci) zile lucrătoare AC va respinge propunerea specificând informaţiile/documentele lipsă care au constituit motivul respingerii. ART. 6 În situaţia în care propunerea de amendament a codului reţelei este completă, AC: a) va transmite o înştiinţare privind depunerea propunerii de amendament, către toţi utilizatorii SNT; b) va publica propunerea de amendament pe pagina de internet proprie, spre consultare, pentru o perioadă de minimum 22 (douăzeci şi două) de zile lucrătoare. ART. 7 La elaborarea propunerilor de amendare a codului reţelei, OST are obligaţia de a se raporta la evenimentele legislative intervenite asupra cadrului de reglementare aplicabil. ART. 8 Fiecare amendament adus codului reţelei intră în vigoare la data publicării în Monitorul Oficial. ART. 9 (1) În sensul codului reţelei, următorii termeni se definesc după cum urmează: Alocare: atribuirea, de către OST, a cantităţilor de gaze naturale pentru utilizatorii reţelei, la punctele de intrare şi de ieşire, conform codului reţelei. An: an calendaristic. An gazier: perioada de timp începând cu ora 06.00 din ziua de 1 iulie a anului curent şi terminându-se la ora 06.00 din ziua de 1 iulie a anului următor. Autoritatea Competentă: Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei. Capacitate anuală: capacitatea, exprimată în metri cubi pe oră, rezervată de utilizatorul reţelei pentru un an gazier integral sau un multiplu de ani gazieri integrali, potrivit contractului de transport semnat cu OST. Capacitate de transport rezervată: capacitatea pe care OST are obligaţia de a o pune la dispoziţia UR în orice moment pe durata valabilităţii contractului de transport. Clienţi ai UR: parteneri contractuali ai utilizatorului reţelei, pentru care UR încheie contract de transport cu OST. Condiţii de bază: condiţii specificate la care este transformată cantitatea de gaz măsurat. Consumator direct: consumatorul racordat direct la SNT. Dezechilibru acumulat: suma dezechilibrelor zilnice dintr-o săptămână gazieră. Dezechilibru zilnic: diferenţa, la nivel de zi gazieră, între cantităţile de gaze naturale introduse în SNT şi cele preluate din SNT. Facilitate de transfer de capacitate (FTC): mecanism prin care utilizatorii reţelei pot face transfer direct de capacitate, cu respectarea condiţiilor din codul reţelei. Facilitate de transfer de gaze (FTG): posibilitate de a transfera cantităţi de gaze, facilitată de OST, pe bază de tarif, pentru UR. Foloseşte-sau-pierde: Pierderea dreptului la capacitatea aprobată şi nefolosită. Forţa majoră: acel eveniment viitor, absolut imprevizibil şi insurmontabil, care exonerează de răspundere oricare parte aflată în culpă. Gaze de echilibrare: volumele de gaze naturale necesare pentru asigurarea echilibrării fizice a SNT în condiţii de funcţionare normală. Lună: lună calendaristică. Interval de echilibrare: toleranţă pentru dezechilibrul acumulat. Utilizatorului de reţea care depăşeşte intervalul de echilibrare i se va percepe tarif de dezechilibru. Jurnalul de calibrare: documentul în care sunt evidenţiate: data, modul şi persoana autorizată care a efectuat calibrarea traductorilor la punctul de intrare în/ieşire din SNT. Partener: producătorii, importatorii, operatorii depozitelor de înmagazinare, OSD, consumatori direcţi care au relaţii contractuale cu UR. Portofoliu de clienţi ai UR: totalitatea clienţilor unui UR, pentru care acesta din urmă încheie contracte de transport cu OST. Primul venit-primul servit: principiu de alocare a capacităţii disponibile de către OST în ordinea de primire a solicitărilor, în cadrul fiecărui nivel de prioritate. Procedură de corelare: procedură prin care OST analizează comparativ nominalizarea unui utilizator al reţelei la un anumit punct de intrare sau de ieşire cu informaţiile partenerilor privind respectivul punct de intrare sau de ieşire. Această procedură se aplică în cazul în care nominalizările utilizatorului de reţea nu concordă cu informaţiile primite de la parteneri pentru un anumit punct de intrare sau punct de ieşire; nominalizările din SNT sau livrarea de la/către un sistem adiacent vor fi reduse la nivelul cel mai mic dintre cele două valori, în conformitate cu principiul "cel mai mic dintre". Program de transport: Grafic anual de transport comunicat de utilizatorii reţelei şi convenit cu OST în care se precizează cantităţile lunare de gaze naturale care urmează să fie predate în/preluate din SNT; acesta se constituie ca anexă la contractul de transport. punct de ieşire: Un punct fizic sau un grup de puncte fizice prin care gazele naturale sunt preluate din SNT. punct de intrare: Un punct fizic sau un grup de puncte fizice prin care gazele naturale sunt livrate în SNT. săptămână gazieră: şapte zile gaziere începând de la ora 06.00, ora locală a României, a unei zile de miercuri şi terminându-se la ora 06.00, ora locală a României, din următoarea zi de miercuri. servicii de transport: Activităţi şi operaţiuni desfăşurate de OST pentru sau în legătură cu rezervarea capacităţii de transport şi transportul prin SNT al volumelor determinate de gaze naturale, pe perioada de valabilitate a unui contract. sistem adiacent: Sistem fizic conectat la SNT. toleranţă zilnică: Nivelurile de toleranţă exprimate în procente pentru nominalizarea totală la punctele de ieşire per zi gazieră. Unitate de energie: unitatea de măsură a cărei valoare va fi exprimată în kWh sau GJ. Unitate de volum: unitate de măsură pentru volum exprimată în metri cubi - mc sau mii metri cubi - mii mc. Utilizator al reţelei (agent de transport): partener contractual al: - OST, în baza contractelor de transport; - furnizorilor, producătorilor, importatorilor, consumatorilor, distribuitorilor, operatorilor instalaţiilor de înmagazinare, în baza contactelor încheiate. Pro rata: principiu de alocare proporţională cu nominalizarea a cantităţilor de gaze naturale în punctele SNT aplicat de OST utilizatorilor de reţea în condiţiile prevăzute de Codul Reţelei; Zi: zi calendaristică. Zi gazieră: intervalul de timp care începe la ora 06.00, ora locală a României, din oricare zi şi se termină la ora 06.00, ora locală a României, din ziua următoare. Ziua gazieră este redusă la 23 de ore la trecerea la ora de vară şi este majorată la 25 de ore la trecerea la ora de iarnă şi toate drepturile şi obligaţiile aferente potrivit contractelor privind transportul de gaze naturale sunt majorate sau reduse în mod corespunzător în respectivele zile gaziere. (2) Termenii definiţi la alin. (1) se completează cu cei definiţi în Legea gazelor nr. 351/2004, cu modificările şi completările ulterioare şi în Regulamentul 1775/2005/CE privind condiţiile de acces la reţelele pentru transportul gazelor naturale. CAP. II PUNCTELE DE INTRARE/IEŞIRE ÎN/DIN SNT ART. 10 Prezentul capitol descrie punctele de intrare şi de ieşire în/din SNT pentru utilizatorii reţelei, sub aspectul accesului la SNT potrivit procedurilor definite în prezentul cod al reţelei. ART. 11 Punctele de intrare şi de ieşire în/din SNT precum şi capacităţile disponibile ale acestora se publică pe pagina de internet a OST în conformitate cu art. 18. Puncte de intrare în SNT ART. 12 Un punct de intrare este punctul la care utilizatorul reţelei livrează, prin contract, gaze naturale în SNT de la sistemele adiacente şi punctul din care începe transportul gazelor naturale prin SNT. ART. 13 Punctul de intrare poate fi un punct fizic sau un grup de puncte fizice (un punct de intrare virtual), prin care gazele naturale intră în SNT. ART. 14 Punctele de intrare în SNT includ: a) puncte de intrare din import (PII) b) puncte de intrare din perimetrele de producţie (PIP) c) puncte de intrare din depozite de înmagazinare subterană (PInD) (pentru extracţia de gaze naturale din depozitele de înmagazinare subterană). Puncte de ieşire din SNT ART. 15 Un punct de ieşire este punctul în care utilizatorul reţelei preia, prin contract, gaze naturale din SNT către sistemele adiacente şi punctul în care se termină transportul gazelor naturale prin SNT. ART. 16 Punctul de ieşire poate fi un punct fizic sau un grup de puncte fizice (punct de ieşire virtual), prin care gazele naturale sunt preluate din SNT. ART. 17 Punctele de ieşire din SNT includ: a) puncte de ieşire spre sisteme de distribuţie; b) puncte de ieşire spre consumatori finali; c) puncte de ieşire spre depozitele de înmagazinare subterană. Informaţii privind capacitatea tehnică a punctelor de intrare/ieşire ART. 18 Pe pagina de internet a OST, acesta afişează cel puţin următoarele informaţii privind capacitatea punctelor de intrare/ieşire: a) capacitatea tehnică; b) capacitatea fermă şi întreruptibilă contractată; c) capacitatea disponibilă; d) presiunile avute în vedere la determinarea capacităţii tehnice şi a celei disponibile. ART. 19 Capacitatea disponibilă publicată pe pagina de internet de către OST pentru fiecare punct definit mai sus reprezintă o valoare de referinţă. ART. 20 OST actualizează aceste informaţii cel puţin o dată pe lună. CAP. III ACCESUL LA SERVICIILE DE TRANSPORT AFERENTE SNT ART. 21 OST asigură accesul nediscriminatoriu la întreaga capacitate tehnică din SNT. ART. 22 Capacitatea rezervată pentru operarea şi întreţinerea sistemului de către OST va fi înaintată în vederea aprobării AC, anual, până la data de 15 martie. ART. 23 OST acordă capacitatea disponibilă din SNT utilizatorilor reţelei (agenţilor de transport) pe baza principiului "primul venit, primul servit". Se acordă prioritate pentru capacităţile solicitate în vederea îndeplinirii obligaţiilor de serviciu public. Cerinţe privind accesul la serviciile de transport aferente SNT. ART. 24 (1) Capacitatea este rezervată de către UR, prin semnarea unui contract de transport cu OST, în conformitate cu contractul-cadru de transport precizat în Anexa nr. 1. (2) Capacitatea rezervată este fermă sau întreruptibilă; ART. 25 Încheierea contractului de transport este condiţionată de îndeplinirea următoarelor cerinţe: A. Cerinţe financiare i) fiecare utilizator al reţelei interesat de încheierea unui contract de transport cu OST trebuie să prezinte OST dovada ratingului său de credit acordat de către o instituţie financiară, înainte de semnarea contractului de transport cu OST. ii) în cazul în care ratingul de credit este valabil pentru o societate-mamă a utilizatorului reţelei care solicită accesul, acesta trebuie să prezinte o scrisoare de la societatea-mamă prin care să se precizeze angajamentul societăţii-mamă de a garanta obligaţiile de plată pentru utilizatorul reţelei care solicită acces la SNT. iii) în situaţia în care utilizatorul reţelei care solicită acces la SNT nu poate prezenta ratingul de credit sus-menţionat, utilizatorul reţelei va trebui să prezinte o garanţie financiară emisă de o instituţie financiară, având o valoare de minimum 10% din contravaloarea capacităţii solicitate. Cel puţin 60% din garanţie va fi constituit în numerar sub formă de cont garantat. Restul garanţiei necesare poate fi constituit în numerar sub formă de sumă garantată sau ca garanţie de plată emisă de o bancă sau o instituţie financiară agreată de OST. În cazul majorării cu peste 20% a tarifului pentru capacitate şi/sau pentru gaze de echilibrare, OST are dreptul să ceară majorarea corespunzătoare a valorii garanţiei. B. Cerinţe tehnice i) OST va realiza o platformă informatică pentru comunicarea şi schimbul de date cu utilizatorii reţelei. ii) Utilizatorii reţelei trebuie să dispună de o platformă informatică compatibilă cu platforma informatică a OST în scopul interconectării acestora. iii) OST la solicitarea UR, va sprijini utilizatorul reţelei cu instalarea şi instruirea aferente, pe baza unui tarif specificat la art. 103. ART. 26 (1) Neîndeplinirea uneia sau mai multora din cerinţele de acces sus-menţionate în orice moment pe durata valabilităţii contractului de transport se soldează cu rezilierea contractului de transport. (2) Rezilierea contractului se realizează de către OST după notificarea prealabilă a UR; notificarea va fi însoţită de un termen de conformare de 5 zile. ART. 27 (1) OST are obligaţia publicării pe pagina proprie de internet a datelor de identificare pentru toţi utilizatorii reţelei care îndeplinesc cerinţele pentru încheierea contractului de transport. (2) OST are obligativitatea ca în termen de 2 luni de la data publicării în Monitorul Oficial al României a Codului reţelei, să elaboreze o procedură de verificare a cerinţelor precizate la art. 25 pentru utilizatorii reţelei care solicită încheierea contractului de transport. (3) Procedura precizată la alin. (2) va fi aprobată de AC şi publicată pe pagina de internet a OST. Rezervarea de capacitate ART. 28 Utilizatorul reţelei are dreptul să solicite numai capacitatea necesară pentru: a) îndeplinirea obligaţiilor contractuale potrivit portofoliului propriu de clienţi; b) îndeplinirea contractelor de înmagazinare; c) propriul consum. ART. 29 (1) Utilizatorul reţelei are dreptul de a solicita capacitate peste portofoliul de clienţi dovedit, cu condiţia ca solicitarea să fie susţinută documentat cu cel puţin 2 (două) luni (30 zile) înainte de începerea perioadei pentru care se solicită capacitatea. (2) Nu se pot semna contracte de transport pentru capacitatea care nu este demonstrată prin portofoliul de clienţi. (3) În cazul schimbării furnizorului, capacitatea clientului este transferată automat la noul furnizor cu notificarea OST prealabilă în termen de 3 zile. (4) Utilizatorii reţelei îşi vor actualiza permanent portofoliile de clienţi şi îl vor informa în termen de 2 zile lucrătoare pe OST în legătură cu modificările intervenite. (5) OST va opera în mod corespunzător schimbările din contractele de transport. ART. 30 Capacitatea aprobată la un punct de intrare sau de ieşire din SNT poate fi transferată la alt punct de intrare sau de ieşire numai cu acordul OST, pentru perioada rămasă până la sfârşitul anului gazier. Rezervarea de capacitate la punctele de intrare în SNT ART. 31 Pentru rezervarea de capacitate în punctele de intrare din import, utilizatorul reţelei care solicită capacitate în aceste puncte trebuie să emită o declaraţie conform modelului din Anexa nr. 2 prin care să documenteze solicitarea cu extras din contractele de vânzare de gaze încheiate între clienţii săi şi importatori, din care să rezulte capacitatea solicitată. ART. 32 Pentru rezervarea de capacitate în punctele de intrare din perimetrele de producţie, utilizatorul reţelei care solicită capacitate trebuie să emită o declaraţie conform modelului inclus în Anexa nr. 2 prin care să documenteze solicitarea cu extras din contractele de vânzare de gaze naturale încheiate între clienţii săi şi producători/furnizori, din care să rezulte capacitatea solicitată, pentru fiecare punct de intrare din perimetrele de producţie la care utilizatorul reţelei solicită capacitate. ART. 33 Pentru rezervarea de capacitate în punctele de intrare în depozitele de înmagazinare subterană (PInD) şi punctele de ieşire din depozitele de înmagazinare subterană (PIeD), utilizatorul reţelei care solicită capacitate trebuie să emită o declaraţie utilizând modelul inclus în Anexa nr. 2 prin care să documenteze solicitarea cu extras din contractul de înmagazinare încheiat cu operatorul depozitului de înmagazinare subterană de la punctul de intrare/ieşire, din care să rezulte capacitatea solicitată. ART. 34 În cazul în care un utilizator de reţea are mai multe contracte în vigoare la acelaşi punct de intrare/ieşire în/din SNT, iar perioadele de timp aferente rezervării de capacitate se suprapun, utilizatorul reţelei va comasa capacitatea pentru aceste contracte. ART. 35 Pentru majorarea capacităţii aprobate, utilizatorul reţelei va urma aceeaşi procedură ca în cazul solicitării de capacitate, potrivit prevederilor art. 37 ART. 36 (1) Capacitatea în SNT poate fi solicitată de către utilizatori: a) până la 15 mai, în fiecare an, pentru un an gazier sau un multiplu de ani gazieri; b) după 15 mai, în fiecare an, pentru perioade sub un an gazier şi numai până la terminarea anului gazier curent. (2) În cazul în care capacitatea solicitată nu a putut fi prevăzută până la 15 mai şi se solicită capacitatea pentru o perioadă mai scurtă de un an gazier, UR care solicită rezervarea de capacitate va trebui să justifice faptele care au dus la neîncadrarea în termenul prevăzut. (3) Capacitatea anuală începe în prima zi a anului gazier şi se termină în ultima zi a anului gazier. (4) Capacitatea rezervată pentru restul anului gazier începe în prima zi pentru care s-a aprobat rezervarea de capacitate şi se termină în ultima zi a anului gazier. Procedura de solicitare de capacitate ART. 37 Utilizatorii reţelei solicită rezervarea de capacitate în SNT prin completarea şi transmiterea către OST a formularului "Solicitare de capacitate", conform modelului din Anexa nr. 3, împreună cu propunerea de program de transport, anexat. ART. 38 (1) OST are obligaţia ca în termen de maxim 30 zile să transmită utilizatorului reţelei dacă i se acordă acces la SNT sau îi comunică motivele refuzului (integral sau parţial) precum şi eventualele observaţii la Programul de transport propus. (2) OST transmite notificarea de aprobare sau de refuz a acordării capacităţii conform modelului inclus în Anexa nr. 4. ART. 39 În caz de refuz integral sau parţial, utilizatorul reţelei poate transmite în termen de 3 zile lucrătoare o obiecţie scrisă, la care OST are obligaţia de a răspunde în 2 (două) zile lucrătoare. ART. 40 OST va ţine evidenţa acordărilor şi refuzurilor de capacitate pentru fiecare utilizator al reţelei, pentru a informa Autoritatea Competentă, cel puţin o dată pe an. ART. 41 (1) Pentru ca OST să aibă în vedere o solicitare de capacitate anuală înaintată de utilizatorul reţelei pentru anul gazier următor, solicitarea de capacitate anuală va fi primită de OST până cel târziu la 15 mai. (2) OST are dreptul să refuze fără explicaţii solicitările de capacitate pentru capacitatea anuală care depăşesc acest termen. ART. 42 În cazul în care capacitatea solicitată este aprobată (integral sau parţial), notificarea va fi transmisă împreună cu două exemplare ale contractului de transport în termen de 5 (cinci) zile lucrătoare de la data aprobării specificată în notificare. Expedierea acestor două exemplare ale contractului de transport reprezintă o oferta pentru contractare. ART. 43 (1) În cazul în care capacitatea solicitată nu este aprobată, notificarea va preciza clar motivul refuzului. (2) Pot constitui motive de refuz: a) Situaţiile prevăzute în art. 64 din Legea gazelor nr. 351/2004, cu modificările şi completările ulterioare; b) Capacitatea solicitată nu este disponibilă; c) Aprobarea solicitării de capacitate ar împiedica OST să-şi îndeplinească obligaţiile de serviciu public; d) Calitatea gazelor care urmează să fie injectate în sistem nu îndeplineşte cerinţele minime specificate în Anexa nr. 9; e) Documentele ataşate la solicitarea de capacitate nu justifică solicitarea de capacitate după 15 mai. Pentru a justifica solicitarea de capacitate după 15 mai, utilizatorul SNT va dovedi că solicitarea de capacitate după această dată nu a putut fi prevăzută în momentul solicitării capacităţii anuale; f) UR nu îndeplineşte cerinţele prevăzute la art. 25. g) UR înregistrează datorii restante provenite din derularea contractelor de servicii de transport anterioare; ART. 44 În cazul în care acceptă proiectul de contract de transport trimis de OST, utilizatorul reţelei activează garanţia financiară, după caz (potrivit condiţiilor prevăzute la art. 25 pct. A) şi returnează exemplarele contractului de transport, semnate la OST, spre contrasemnare, în termen de 5 (cinci) zile lucrătoare de la primirea lor. CAP. IV PRESTAREA SERVICIULUI DE TRANSPORT ART. 45 (1) Pentru implementarea contractului de transport, utilizatorul reţelei are responsabilitatea de a informa OST în legătură cu livrările şi preluările de gaze naturale în/din SNT, planificate la toate punctele de intrare şi de ieşire la care utilizatorul reţelei a rezervat capacitate; informarea va fi sub forma programului de transport şi a nominalizărilor, cu respectarea procedurilor şi termenelor prevăzute în prezenta secţiune. (2) La întocmirea programului de transport şi a nominalizărilor, utilizatorii reţelei vor ţine cont de lucrările planificate care cauzează o reducere sau o întrerupere a capacităţii în SNT. (3) OST va publica pe pagina sa de internet perioadele pentru lucrările de întreţinere planificate, astfel: a) nu mai târziu de 1 martie, pentru perioada 1 iulie - 31 decembrie a anului gazier următor; b) nu mai târziu de 1 decembrie, pentru perioada 1 ianuarie - 30 iunie a anului gazier curent; (4) OST are obligaţia de a informa UR, cu cel puţin 15 zile înainte, data efectiva a lucrărilor prevăzute la alin. (3). (5) Utilizatorii reţelei vor fi informaţi în legătură cu orice posibilă modificare a graficului de lucrări planificate în conformitate cu prevederile standardului de performanţă aplicabil. (6) În cazul schimbării programului de lucrări planificate, anunţate în conformitate cu alin. (3), UR va avea posibilitatea de a modifica de comun acord cu OST, programul de transport şi nominalizările. Programul de transport ART. 46 Programul de transport va fi întocmit de utilizatorii reţelei în conformitate cu modelul prezentat în Anexa nr. 5, pentru fiecare lună fiind precizate următoarele: a) volumul de gaze naturale la fiecare punct de intrare în SNT la care utilizatorul reţelei a rezervat capacitate, în metri cubi, cu indicarea puterii calorifice superioare; b) cantitatea de energie exprimată în unităţi de energie, la fiecare punct de ieşire din SNT la care utilizatorul reţelei a rezervat capacitate. ART. 47 Programul de transport se va anexa la contractul de transport. După începerea anului gazier şi cel târziu până la ora 14.00 din data de 20 a fiecărei luni, utilizatorii reţelei îşi pot modifica programul de transport pentru luna următoare sau pentru restul anului gazier. ART. 48 Programul de transport poate fi modificat prin notificarea scrisă a UR, în conformitate cu modelul precizat în Anexa nr. 6. Nominalizări şi renominalizări ART. 49 (1) Nominalizarea reprezintă o informaţie angajantă pe care utilizatorul reţelei o transmite OST şi care pentru a fi pusă în aplicare, trebuie aprobată de OST. (2) Nominalizările utilizatorilor reţelei vor fi fă cute săptămânal şi pot fi fă cute în orice zi gazieră, în termenele prevăzute în prezenta secţiune. În cazul în care utilizatorul reţelei nu a transmis nominalizarea la aceste termene, se aplică prevederile art. 52. (3) În situaţia în care se constată diferenţe între valorile nominalizate de utilizatorul reţelei şi cele alocate efectiv se va aplica un tarif de nerespectare a nominalizării conform prevederilor art. 105. ART. 50 (1) Pentru efectuarea nominalizărilor şi renominalizărilor trebuiesc îndeplinite următoarele condiţii: a) nominalizarea şi renominalizarea pot fi fă cute numai de către utilizatorii reţelei care au contracte de transport valabile încheiate cu OST; b) Pentru o zi gazieră se pot transmite de utilizatorul reţelei o singură nominalizare şi o singură renominalizare; c) Utilizatorul reţelei poate face o singură nominalizare sau renominalizare la un anumit punct de intrare sau de ieşire din SNT, chiar şi în cazul în care utilizatorul reţelei are mai mulţi parteneri pentru punctul respectiv. Într-un astfel de caz, capacitatea va fi comasată potrivit prevederilor art. 34; d) nominalizarea sau renominalizarea nu trebuie să fie mai mare decât capacitatea maximă rezervată pentru respectivul punct de intrare sau de ieşire din SNT; e) fiecare utilizator al reţelei va pune la dispoziţia OST nominalizări şi renominalizări echilibrate, respectiv energia zilnică livrată în SNT trebuie să fie egală cu preluarea zilnică de energie din SNT; f) nominalizările sau renominalizările pentru punctele de intrare şi de ieşire vor fi egale cu cele pe care utilizatorul reţelei le-a comunicat clienţilor săi şi, după caz, operatorilor depozitelor de înmagazinare subterană, producătorilor şi importatorilor. (2) Nominalizarea sau renominalizarea care nu respectă condiţiile de mai sus va fi respinsă de OST sau, cu aprobarea utilizatorului reţelei, va fi ajustată astfel încât să respecte aceste condiţii devenind astfel nominalizarea aprobată. Nominalizări efectuate de utilizatorii reţelei ART. 51 Până la ora 14.00 din ziua de luni a fiecărei săptămâni gaziere n-1, utilizatorii reţelei comunică OST nominalizarea pentru săptămâna gazieră n, în scris sau prin e-mail, în conformitate cu modelul prezentat în Anexa nr. 7, indicând pentru fiecare zi gazieră a săptămânii gaziere n: a) volumele de gaze naturale la fiecare punct de intrare în SNT pentru care utilizatorul reţelei a rezervat capacitate, în metri cubi şi unităţi de energie, cu indicarea puterii calorifice superioare (PCS); b) cantitatea de gaze naturale exprimată în unităţi de energie pentru fiecare punct de ieşire din SNT pentru care utilizatorul reţelei a rezervat capacitate şi procentul din aceasta destinat consumatorilor casnici şi respectiv non-casnici; c) partenerul de la fiecare din punctele de intrare şi de ieşire din SNT. ART. 52 (1) În situaţia în care utilizatorul reţelei nu transmite pentru fiecare punct de intrare şi de ieşire din SNT, o nominalizare în termenele prevăzute în prezenta secţiune, OST va înregistra, în mod automat şi fără acordul prealabil al utilizatorului reţelei, nominalizarea la o valoare egală cu media aritmetică zilnică a energiei, potrivit ultimului program de transport trimis de utilizatorul reţelei pentru luna respectivă. (2) Această acţiune a OST nu are la bază un raport juridic de mandat între utilizatorul reţelei şi OST. ART. 53 OST va informa utilizatorul reţelei, în termenele şi conform procedurilor specificate mai jos, în legătură cu aprobarea sau respingerea nominalizării, atât în cazul în care nominalizarea a fost trimisă de utilizatorul reţelei cât şi în cazul în care nominalizarea a fost făcută de OST, pentru utilizatorul reţelei, în conformitate cu prevederile art. 52. ART. 54 OST va întocmi şi va actualiza permanent registrul de evidenţă a aprobărilor/respingerilor nominalizărilor şi îl va pune la dispoziţia AC, ori de câte ori este solicitat. ART. 55 Înainte de a răspunde cererii de nominalizare a utilizatorului reţelei, OST va parcurge următoarele etape: a) corelarea între nominalizarea utilizatorului reţelei şi informaţiile primite de partenerii utilizatorului reţelei din sistemul adiacent, pentru fiecare punct de intrare şi fiecare punct de ieşire din SNT pentru care utilizatorul reţelei a trimis nominalizarea; b) verifică dacă suma energiei nominalizate de utilizatorul reţelei la toate punctele de intrare în SNT la care utilizatorul reţelei a rezervat capacitate este egală cu suma energiei de la toate punctele de ieşire din SNT la care utilizatorul reţelei a rezervat capacitate, pentru fiecare zi gazieră inclusă în nominalizare. ART. 56 În cazul în care nominalizările utilizatorului reţelei nu concordă cu informaţiile corespunzătoare primite de partenerii utilizatorului reţelei din sistemele adiacente pentru un anumit punct de intrare sau de ieşire din SNT, nominalizările sau livrarea de la/către un sistem adiacent vor fi reduse la nivelul cel mai mic al celor două valori. ART. 57 Până cel târziu la ora 12.00 din ziua de marţi a săptămânii gaziere n-1, OST va informa utilizatorul reţelei dacă nominalizarea săptămânală pentru săptămâna gazieră n a fost aprobată sau respinsă. Renominalizări efectuate de utilizatorii reţelei ART. 58 Utilizatorul reţelei poate trimite numai o singură renominalizare pentru o zi gazieră. ART. 59 Renominalizările pentru o zi gazieră n pot fi fă cute până cel târziu la ora 14.00 din ziua gazieră n-1. ART. 60 Renominalizările se fac în scris sau prin e-mail, conform modelului din Anexa nr. 7. ART. 61 La primirea unei renominalizări trimise de utilizatorul reţelei pentru ziua n dar nu mai târziu de ora 16.00 din ziua gazieră n-1, OST va informa utilizatorul reţelei în legătură cu aprobarea sau respingerea renominalizării pentru ziua gazieră n. ART. 62 Înainte de a răspunde utilizatorului reţelei, OST: a) efectuează o procedură de corelare între renominalizarea utilizatorului reţelei şi informaţiile primite de partenerii utilizatorului reţelei din sistemul adiacent, pentru fiecare punct de intrare şi ieşire din SNT pentru care utilizatorul reţelei a trimis renominalizare; b) verifică dacă suma energiei renominalizate de utilizatorul SNT la toate punctele de intrare în SNT la care utilizatorul reţelei a rezervat capacitate este egală cu suma energiei de la toate punctele de ieşire din SNT la care utilizatorul reţelei a rezervat capacitate pentru ziua gazieră pentru care utilizatorul reţelei a trimis renominalizare. ART. 63 În cazul în care renominalizările utilizatorului reţelei sunt diferite de informaţiile corespunzătoare primite de partenerii utilizatorului reţelei din sistemele adiacente pentru un anumit punct de intrare sau ieşire din SNT, nominalizările din SNT sau livrarea de la/către un sistem adiacent vor fi reduse la nivelul cel mai mic al celor două valori. ART. 64 (1) O renominalizare poate fi respinsă parţial sau integral în cazul în care aceasta nu îndeplineşte condiţiile prevăzute la art. 50 alin. (1). (2) În cazul respingerii integrale a unei renominalizări rămâne valabilă nominalizarea aprobată corespunzătoare. (3) În cazul în care OST aprobă integral o renominalizare, aceasta devine nominalizare acceptată. (4) O renominalizare care, cu aprobarea utilizatorului reţelei, este ajustată de OST pentru a îndeplini termenii şi condiţiile din art. 50 devine nominalizare aprobată. ART. 65 Utilizatorul reţelei trebuie să accepte o reducere temporară a capacităţii şi a nominalizării aprobate, în cazul în care OST, operatorul sistemului de înmagazinare (extracţie) sau OSD nu acceptă gazele naturale care urmau să fie livrate utilizatorului reţelei datorită faptului că respectivele gaze naturale nu îndeplinesc cerinţele de calitate precizate în Anexa nr. 9. Facilitatea de transfer de gaze naturale ART. 66 (1) Facilitatea de transfer de gaze (FTG) reprezintă posibilitatea transferării (virtuale) de cantităţi de gaze naturale, de la un utilizator al reţelei (denumit în continuare utilizator al reţelei care transferă) la alt utilizator al reţelei (denumit în continuare utilizator al reţelei beneficiar de transfer). (2) Schimbul de gaze este bazat pe un contract bilateral între utilizatorul reţelei care transferă şi utilizatorul reţelei beneficiar de transfer pentru acelaşi punct de intrare/ieşire, fără acordul OST sau între puncte diferite dacă tehnic este posibil şi cu acordul OST. (3) FTG poate avea loc: a) ex-ante - înainte de ziua gazieră n b) ex-post - după ziua gazieră n în conformitate cu procedurile prevăzute în prezenta secţiune. (3) Gazele pot fi transferate pentru minimum o zi gazieră. FTG poate deveni efectivă numai de la începutul zilei gaziere. (4) Utilizatorul reţelei care transferă şi utilizatorul reţelei beneficiar de transfer sunt direct răspunzători asupra faptului că prin recurgerea la facilitatea de transfer de gaze ei nu intră în dezechilibru zilnic sau în dezechilibru acumulat. FTG ex-ante ART. 67 (1) FTG ex-ante dintre utilizatorii reţelei nu trebuie să fie aprobat de OST. (2) După ce au convenit schimbul de gaze naturale, atât utilizatorul reţelei care transferă cât şi utilizatorul reţelei beneficiar de transfer trebuie să informeze OST în legătură cu cantităţile de gaze care urmează să fie schimbate prin FTG şi să renominalizeze corespunzător cantităţile de gaze naturale în punctele de ieşire din SNT. Dacă există mai mulţi utilizatori ai reţelei care transferă pentru un utilizator al reţelei beneficiar de transfer la FTG, utilizatorul reţelei care beneficiază de transfer va preciza cantităţile de gaze naturale pe care doreşte să le primească de la fiecare din utilizatorii reţelei care transferă. (3) FTG trebuie convenit înainte de termenele de renominalizare. Pentru renominalizările aferente FTG se aplică procedurile de renominalizare prevăzute la art. 58-65. FTG ex-post ART. 68 (1) FTG ex-post poate avea loc în maximum 48 de ore de când utilizatorii reţelei au fost informaţi de către OST în legătură cu dezechilibrul lor acumulat final. Gazele pot fi schimbate numai pentru aceeaşi zi gazieră. (2) După ce au convenit schimbul de gaze, atât utilizatorul reţelei care transferă cât şi utilizatorul reţelei beneficiar de transfer trebuie să informeze OST în legătură cu cantităţile de gaze, în unităţi de energie, care urmează să fie schimbate în cadrul FTG. Dacă există mai mulţi utilizatori ai reţelei care transferă pentru un utilizator al reţelei beneficiar de transfer la FTG, utilizatorul reţelei care beneficiază de transfer va preciza cantităţile de gaze naturale, exprimate în unităţi de energie, pe care urmează să le primească de la fiecare din utilizatorii reţelei care transferă. (3) OST va recalcula în mod corespunzător dezechilibrul zilnic pentru zilele gaziere specificate şi dezechilibrul acumulat pentru săptămâna gazieră respectivă (săptămânile gaziere respective). (4) Schimbul de gaze ex-post dintre utilizatorii reţelei trebuie aprobat de OST. Schimbul de gaze expost dintre utilizatorii reţelei poate fi respins în cazul în care dezechilibrul zilnic cauzat de utilizatorul reţelei înainte de schimbul de gaze a împiedicat OST să-şi îndeplinească obligaţiile de serviciu public şi obligaţiile faţă de alţi utilizatori ai reţelei sau a afectat siguranţa operării SNT. Tariful pentru FTG ART. 69 Utilizatorului reţelei care transferă şi utilizatorului reţelei beneficiar de transfer li se va aplica un tarif de FTG potrivit prevederilor art. 104. Alocări ART. 70 (1) Pentru fiecare nominalizare aprobată, OST face alocarea cantităţilor de gaze naturale care corespund preluărilor respectiv livrărilor efective prin punctul de intrare/ieşire în/din SNT. (2) Alocările efectuate de OST pot fi provizorii sau finale (3) Alocarea provizorie se efectuează utilizând după caz, măsurări efective ale consumului de gaze, metodele de alocare explicate în prezenta secţiune sau nominalizarea aprobată. (4) Alocarea finală se efectuează utilizând măsurări efective ale consumului de gaze şi metodele de alocare explicate în prezenta secţiune. (5) În scopul alocării, importatorii sau producătorii sunt obligaţi să precizeze şi să certifice puterea calorifică superioară (PCS) a gazelor naturale livrate prin punctele de intrare din SNT. (6) OST are obligativitatea ca în termen de 2 luni de la data publicării în Monitorul Oficial al României a Codului reţelei, să elaboreze metodele de alocare care vor fi supuse avizării AC Principii generale de alocare ART. 71 OST efectuează alocări şi informează utilizatorii reţelei astfel: a) pentru fiecare zi gazieră n-1, nu mai târziu de ora 14.00 din ziua gazieră n - alocare provizorie şi valoarea dezechilibrului provizoriu b) pentru fiecare săptămână gazieră n-1, nu mai târziu de ora 16.00 din prima zi gazieră a săptămânii gaziere n - valoarea dezechilibrului acumulat provizoriu c) nu mai târziu de o săptămână după sfârşitul lunii - alocarea finală zilnică, valoarea dezechilibrului zilnic final pentru fiecare zi gazieră şi valoarea dezechilibrului acumulat final pentru fiecare săptămână gazieră. Alocarea la punctele de intrare în SNT ART. 72 (1) În situaţia în care, pentru o zi gazieră, doi sau mai mulţi utilizatori ai reţelei au nominalizat livrări prin acelaşi punct de intrare din import, pentru acelaşi importator, livrările efective în SNT vor respecta următoarele principii: a) în caz de livrare în deficit, cantităţile de gaze naturale vor fi alocate utilizatorilor reţelei în mod proporţional pe baza nominalizării lor aprobate (pro rata); b) în caz de livrare în excedent, cantităţile de gaze naturale vor fi alocate respectivilor utilizatori ai reţelei la nivelul nominalizărilor aprobate, plus o marjă de 2,5%. Gazele livrate în excedent peste nivelul nominalizării plus marja de 2,5% devin proprietatea OST, la un preţ stabilit prin Ordin al preşedintelui AC. (2) Dacă mai mulţi importatori livrează gaze naturale pentru utilizatorii reţelei prin acelaşi punct de intrare din import, OST va aplica aceeaşi procedură de alocare pentru fiecare importator. ART. 73 (1) În situaţia în care, pentru o zi gazieră, doi sau mai mulţi utilizatori ai reţelei au nominalizat livrări prin acelaşi punct de intrare din perimetrele de producţie de la acelaşi producător, livrările efective în SNT vor respecta următoarele principii: a) în caz de livrare în deficit, cantităţile de gaze naturale vor fi alocate utilizatorilor reţelei în mod proporţional pe baza nominalizării lor aprobate (pro rata); b) în caz de livrare în excedent, cantităţile de gaze naturale vor fi alocate respectivilor utilizatori ai reţelei la nivelul nominalizărilor aprobate, plus o marjă de 2,5%. Gazele livrate în excedent peste nivelul nominalizării plus marja de 2,5% devin proprietatea OST, la un preţ stabilit prin Ordin al preşedintelui AC. ART. 74 (1) În situaţia în care, pentru o zi gazieră, doi sau mai mulţi utilizatori ai reţelei au nominalizat livrări prin acelaşi punct de intrare dintr-un depozit de înmagazinare subterană, livrările efective în SNT vor respecta următoarele principii: a) în caz de livrare în deficit, cantităţile de gaze naturale vor fi alocate utilizatorilor reţelei în mod proporţional pe baza nominalizării lor aprobate (pro rata); b) în caz de livrare în excedent, cantităţile de gaze naturale vor fi alocate respectivilor utilizatori ai reţelei la nivelul nominalizărilor aprobate, plus o marjă de 2,5%. Gazele livrate în excedent peste nivelul nominalizării plus marja de 2,5% devin proprietatea OST, la un preţ stabilit prin Ordin al preşedintelui AC. Alocarea corespunzătoare facilităţii de transfer de gaze ART. 75 (1) Alocarea în cazul FTG va fi realizată de OST atât pentru utilizatorul reţelei care transferă cât şi pentru utilizatorul reţelei care beneficiază de transfer. (2) Volumele de gaze naturale alocate în cadrul procedurii FTG pentru fiecare utilizator al reţelei vor corespunde cantităţilor de gaze schimbate între utilizatorii reţelei. Alocarea la punctele de ieşire din SNT ART. 76 (1) Alocarea efectuată de OST pentru un consumator direct se va efectua pe baza indicaţiilor echipamentelor de măsurare montate în staţia de reglare-măsurare aferentă, sau în cazul operatorilor sistemelor de distribuţie pe baza profilurilor de consum puse la dispoziţie de aceştia şi a altor informaţii relevante. (2) Dacă mai mulţi utilizatori ai reţelei livrează gaze naturale către un consumator direct, cantităţile vor fi alocate către aceştia în mod proporţional cu nominalizările aprobate (pro rata). (3) Prevederea cu privire la alocarea proporţională între utilizatorii reţelei în conformitate cu nominalizările acceptate poate fi înlocuită cu un alt principiu de alocare convenit între furnizorul de gaze naturale, utilizatorul reţelei şi OST, dar nu mai târziu de ziua gazieră n-1. ART. 77 (1) La punctele de ieşire din SNT, cantităţile de gaze naturale măsurate vor fi alocate pe baza metodelor de alocare convenite între utilizatorii reţelei şi OSD şi comunicate OST de către utilizatorii reţelei nu mai târziu de ziua gazieră n-1. (2) În cazul în care utilizatorii reţelei nu au comunicat OST metodele de alocare precizate la alin. (1) în intervalul de timp sus-menţionat, cantităţile măsurate totale vor fi alocate utilizatorilor reţelei pe baza indicaţiilor echipamentelor de măsurare sau, în situaţia în care acestea nu sunt disponibile, pe baza principiului pro-rata. ART. 78 (1) La fiecare punct de ieşire, OST va livra utilizatorului reţelei cantităţile de gaze naturale potrivit nominalizării aprobate. (2) În cazul în care preluarea zilnică totală de gaze naturale a unui utilizator al reţelei la un punct de ieşire din SNT are o deviere mai mare sau egală cu 15% faţă de nominalizare timp de 2 (două) zile gaziere consecutive, OST poate opri, integral sau parţial, livrarea cantităţilor de gaze naturale către acel utilizator al reţelei în punctul de ieşire corespunzător alin. (1). ART. 79 Oprirea parţială sau totală a livrărilor de gaze naturale se poate face de OST numai după informarea utilizatorului reţelei. ART. 80 OST poate reduce procentul menţionat la art. 78 alin. (2) dacă parametrii tehnici ai sistemului impun acest lucru. ART. 81 În situaţia în care OST nu asigură serviciile de transport cu mai mult de 3% din nominalizarea aprobată, acesta va plăti utilizatorului reţelei un tarif pentru livrare sub cantitatea nominalizată potrivit prevederilor art. 108, pentru diferenţa dintre pragul menţionat şi cantităţile de gaze naturale efectiv livrate. Managementul congestiilor în SNT ART. 82 Capacitatea aprobată dar neutilizată de către utilizatorul reţelei poate face obiectul: a) returnării voluntare la OST potrivit prevederilor art. 83; b) facilităţii de transfer de capacitate, potrivit prevederilor art. 84; c) transferului obligatoriu de la un utilizator al reţelei la altul de către OST, potrivit prevederilor art. 86. Returnarea voluntară de capacitate ART. 83 (1) Utilizatorul reţelei poate oferi returnarea capacităţii aprobate către OST, integral sau parţial. (2) Perioada de returnare a capacităţii aprobate poate fi numai de la începutul lunii gaziere pentru care a fost aprobată de către OST (integral sau parţial), până la sfârşitul anului gazier. (3) OST are obligaţia de a prelua capacitatea rezervată oferită de utilizatorii reţelei, numai dacă un alt utilizator al reţelei solicită respectiva capacitate. (4) Utilizatorul reţelei va trimite OST o cerere de returnare voluntară de capacitate în care va indica: a) persoana de contact a utilizatorului reţelei, adresa, numărul de telefon, numărul de fax şi adresa de e-mail; b) capacitatea care urmează să fie returnată; c) numărul de înregistrare a contractului de transport. (5) În termen de maximum 5 zile lucrătoare de la primirea cererii, OST va notifica utilizatorul reţelei în legătură cu decizia de a aproba/refuza solicitarea. (6) În cazul în care există mai mulţi utilizatori ai reţelei care solicită capacitate, cererile vor fi tratate pe baza principiului "primul venit, primul servit". (7) În cazul în care există mai mulţi utilizatori ai reţelei care solicită returnarea voluntară de capacitate, cererile vor fi tratate pe baza principiului "primul venit, primul servit". (8) Utilizatorul reţelei nu va plăti capacitatea care a fost returnată voluntar la OST. (9) OST va modifica în mod corespunzător contractul de transport. (10) OST are obligaţia de a ţine evidenţa returnărilor voluntare de capacitate, pe care o va pune la dispoziţia Autorităţii Competente. Facilitatea de transfer de capacitate ART. 84 (1) Facilitatea de transfer de capacitate (FTC) este un instrument prin care utilizatorii reţelei fac transfer reciproc de capacitate. (2) Utilizatorul reţelei care doreşte să transfere capacitate (denumit în continuare utilizatorul reţelei care transferă) şi utilizatorul reţelei care doreşte să preia respectiva capacitate (denumit în continuare utilizatorul reţelei beneficiar de transfer) vor înainta o notificare în acest sens către OST. (3) FTC devine efectivă de la începutul lunii următoare. (4) Capacitatea se poate transfera integral sau parţial. Perioada de transfer parţial de capacitate poate fi numai de la începutul lunii pentru care OST a aprobat transferul de capacitate până la sfârşitul anului gazier. (5) OST va modifica în mod corespunzător contractele de transport încheiate cu utilizatorul reţelei care transferă şi utilizatorul reţelei beneficiar de transfer. ART. 85 (1) Utilizatorul reţelei care transferă şi utilizatorul reţelei beneficiar de transfer vor trimite OST o cerere de transfer/primire de capacitate conform modelului inclus în Anexa nr. 8. (2) Cererea de transfer de capacitate va fi primită de OST cu minimum 5 zile lucrătoare înainte ca transferul să aibă loc. (3) În cazul în care transferul de capacitate solicitat nu este aprobat, OST va menţiona clar motivul refuzului, cu minimum 3 (trei) zile lucrătoare înainte ca transferul să aibă loc. (4) Pot constitui motive de refuz: a) datele prezentate în solicitarea de transfer de capacitate sunt incorecte sau incomplete; b) utilizatorul reţelei care transferă nu are contract de transport încheiat cu OST; c) utilizatorul reţelei care transferă nu dispune de capacitatea pe care solicită să o transfere; d) utilizatorul reţelei beneficiar de transfer nu poate justifica de ce solicitarea de capacitate nouă/suplimentară nu a fost înaintată până la 15 mai; e) utilizatorul reţelei beneficiar de transfer nu îndeplineşte cerinţele art. 25 şi 26 prin luarea în considerare a capacităţii noi sau adiţionale. (5) OST va modifica în mod corespunzător contractul de transport încheiat cu utilizatorul reţelei care transferă şi va modifica sau semna un contract de transport cu utilizatorul reţelei beneficiar de transfer, după caz, înainte de data aprobată a transferului. (6) Utilizatorul reţelei care transferă nu va mai plăti capacitatea pe care a transferat-o prin FTC. Transferul obligatoriu de capacitate ART. 86 (1) În cazul în care un utilizator al reţelei a fost refuzat de către OST din cauza lipsei de capacitate timp de peste o lună, OST va informa toţi utilizatorii reţelei care au contracte de transport aprobate în legătură cu capacitatea solicitată şi îi va îndemna să ofere respectiva capacitate utilizatorului reţelei prin folosirea FTC sau prin returnarea voluntară de capacitate la OST. (2) În acelaşi timp, OST va trimite tuturor utilizatorilor reţelei care au contracte de transport aprobate solicitarea de a raporta în termen de 5 (cinci) zile lucrătoare necesarul lor real de capacitate din perioada de capacitate specificată, justificat prin documente. (3) În cazul în care OST nu primeşte nici o ofertă de returnare voluntară de capacitate şi este informat că utilizatorul reţelei nu a primit nici o ofertă pentru capacitatea solicitată potrivit procedurii FTC în termen de 10 (zece) zile lucrătoare de la data informării utilizatorilor, OST va evalua clarificările şi informaţiile primite conform alin. (2). (4) În cazul în care OST consideră clarificările nejustificate sau în cazul în care utilizatorul reţelei nu trimite informaţiile sus-menţionate, OST are dreptul să iniţieze un transfer obligatoriu de capacitate. (5) Dacă mai mulţi utilizatori ai reţelei sunt în aceeaşi situaţie, iniţierea transferului obligatoriu de capacitate se aplică tuturor acestor utilizatori ai reţelei, proporţional cu capacitatea nejustificată. (6) În caz de transfer obligatoriu de capacitate, OST va informa utilizatorul reţelei, în scris, în legătură cu decizia luată, specificând motivele pentru care va proceda la acest transfer. (7) În situaţia precizată la alin. (6), OST va proceda unilateral la modificarea corespunzătoare a contractului de transport. (8) În cazul în care consideră că transferul obligatoriu de capacitate este nejustificat şi discriminatoriu, utilizatorul reţelei se poate adresa AC. (9) Utilizatorul reţelei care a fă cut obiectul unui transfer obligatoriu de capacitate de transport va plăti în continuare capacitatea rămasă şi are totodată obligaţia de a plăti 5% din capacitatea de transport transferată, în perioada dintre data transferului obligatoriu de capacitate până în ultima zi a anului gazier. (10) OST are obligaţia de a ţine evidenţa transferurilor obligatorii de capacitate, pe care o va pune la dispoziţia AC ori de câte ori este solicitată. (11) OST are obligaţia de a dezvolta capacitatea pentru punctele la care se constată existenţa unor congestii fizice. Echilibrarea SNT ART. 87 Echilibrarea SNT (fizică şi comercială) defineşte o serie de activităţi şi proceduri necesare pentru asigurarea transportului gazelor naturale în condiţii de siguranţă prin SNT şi pentru alocarea cantităţilor de gaze naturale la nivelul utilizatorilor reţelei. Echilibrarea fizică ART. 88 (1) Echilibrarea fizică reprezintă gestionarea şi echilibrarea cantităţilor de gaze naturale transportate prin SNT prin monitorizarea şi controlarea parametrilor de debit, presiune şi putere calorifică superioară a gazelor în punctele de intrare respectiv ieşire, precum şi în alte puncte de control din SNT. (2) În conformitate cu prevederile legale în vigoare, OST nu poate deţine gaze naturale decât pentru echilibrarea sistemului şi pentru exploatarea în condiţii de siguranţă a SNT. Pentru realizarea efectivă a activităţii de echilibrare a SNT, fiecare utilizator al reţelei are următoarele obligaţii: a) să rezerve capacitatea necesară în punctele de intrare şi respectiv de ieşire ale SNT pentru transportul cantităţilor de gaze naturale aferente portofoliului său de clienţi; b) să înmagazineze în depozitele de înmagazinare subterană gaze naturale pentru echilibrarea sezonieră a cantităţilor de gaze naturale aferente portofoliului său de clienţi; c) să asigure echilibrul dintre cantităţile de gaze naturale nominalizate, care urmează să fie injectate în SNT la punctele de intrare şi cantităţile de gaze naturale nominalizate care urmează să fie preluate din SNT la punctele de ieşire pentru portofoliul de clienţi al utilizatorului reţelei. (3) Pentru a putea echilibra fluctuaţiile debitului de gaze şi pentru a putea menţine presiunea la valori care să permită funcţionarea în condiţii de siguranţă a SNT, OST trebuie să dispună de o cantitate suficientă de gaze naturale pentru echilibrarea sistemului, sub formă de stocare în conducte şi sub formă de gaze de echilibrare înmagazinate în depozitele subterane (pentru menţinerea stocării în conducte). (4) Procedurile adoptate de OST pentru echilibrarea fizică a SNT includ în principal echilibrarea diferenţelor apărute între nominalizări şi preluările efective sau produse ca urmare a unor condiţii neaşteptate. ART. 89 (1) În fiecare săptămână gazieră dispeceratul OST primeşte nominalizările de la utilizatorii reţelei pentru fiecare zi gazieră. (2) Calculele efectuate de OST în vederea optimizării fluxurilor de gaze în SNT, includ pentru fiecare zi gazieră a următoarei săptămâni gaziere următoarele: a) prognozarea cantităţilor de gaze naturale stocate în conducte la începutul zilei gaziere b) prognozarea cantităţilor de gaze naturale stocate în conducte la sfârşitul zilei gaziere c) identificarea constrângerilor în cazul în care se prognozează că livrările vor depăşi capacitatea disponibilă la locaţia respectivă (de exemplu la tronsoane de conductă care urmează să fie reparate); d) identificarea cerinţelor privind utilizarea depozitelor de înmagazinare subterană. Echilibrarea comercială ART. 90 (1) Diferenţa dintre cantităţile de gaze naturale efectiv livrate la punctele de intrare şi cele efectiv preluate la punctele de ieşire din SNT de către fiecare utilizator al reţelei în parte într-o anumită zi gazieră reprezintă dezechilibrul zilnic. (2) Diferenţa dintre cantităţile de gaze naturale efectiv livrate la punctele de intrare şi cele efectiv preluate la punctele de ieşire din SNT de către fiecare utilizator al reţelei în parte într-o anumită săptămână gazieră se numeşte dezechilibru acumulat şi este egală cu suma dezechilibrelor zilnice din fiecare zi gazieră a săptămânii gaziere respective. (3) Echilibrarea comercială se realizează de către OST, cu ajutorul ecuaţiilor şi procedurilor specificate în această secţiune. (4) OST utilizează ecuaţiile de echilibrare şi alocările pentru calculul pentru fiecare utilizator al reţelei al dezechilibrului zilnic şi al celui acumulat. (5) OST foloseşte alocările provizorii pentru a calcula dezechilibrul zilnic provizoriu din fiecare zi gazieră şi dezechilibrul acumulat provizoriu din fiecare săptămână gazieră, pe care le pune la dispoziţia utilizatorilor reţelei în termenele specificate la art. 91-93. (6) La sfârşitul lunii, pe baza alocărilor finale, OST recalculează dezechilibrele zilnice şi dezechilibrul acumulat pentru fiecare utilizator al reţelei. (7) Pentru fiecare zi gazieră pentru care dezechilibrul zilnic depăşeşte toleranţa zilnică prevăzută în Tabelul 1, utilizatorilor reţelei li se va percepe tariful de dezechilibru zilnic prevăzut în Tabelul 6. (8) În termen de 48 de ore de la primirea informaţiilor cu privire la dezechilibrul acumulat final, utilizatorii reţelei pot efectua schimburi ex-post prin FTG, potrivit prevederilor art. 68. (9) După expirarea celor 48 de ore, pentru fiecare săptămână gazieră pentru care dezechilibrul acumulat depăşeşte limitele de echilibrare prevăzute în Tabelul 2, utilizatorilor reţelei li se percepe tariful de dezechilibru acumulat prevăzut în Tabelul 7. (10) În ecuaţiile de echilibrare precizate în continuare se vor utiliza valorile pentru cantităţile de gaze naturale şi pentru puterea calorifică superioară şi determinate în baza unor proceduri întocmite de OST în termen de 2 luni de la data publicării Codului reţelei în Monitorul Oficial al României şi avizate de AC. (11) OST are obligaţia de a propune proceduri transparente, care vor fi avizate de către instituţiile abilitate pentru modul de calcul a următorilor parametrii: a) energiei gazelor naturale aferente consumurilor tehnologice localizate - determinate; b) energiei gazelor naturale aferente pierderilor tehnologice nelocalizate - estimate; c) energiei gazelor naturale aferente pierderilor localizate în SNT; d) variaţia energiei gazelor naturale stocate în conducte. Ecuaţii de echilibrare A. Ecuaţia generală de echilibrare a SNT
E(PROD) + E(IMP) + E^EXTR(DEP) = E + E[CTL(d)] + E[CTN(e)] + E(PL) +
delta E(STOCCOND) + E^INJ(DEP) (1)
unde:
- E(PROD) - energia gazelor naturale predate în SNT prin punctele de
intrare din perimetrele de producţie de către toţi utilizatorii de reţea
şi a celor introduse în SNT de către OST prin punctele menţionate.
___
Pentru un număr i = 1,n de utilizatori de reţea şi pentru un număr
_________
j = 1,p(prod) de puncte de intrare din perimetrele de producţie,
E(PROD) se poate scrie sub forma:
n p(prod) p(prod)
E(PROD) = Σ Σ E^[UR(i)](PRODj) + Σ E^OST[PROD(j)] (2)
i=1 j=1 j=1
- E(IMP) - energia gazelor naturale predate în SNT prin punctele de intrare
din import de către toţi utilizatorii de reţea şi a celor introduse în SNT
de către OST prin punctele menţionate.
___
Pentru un număr i = 1,n de utilizatori de reţea şi pentru un număr
_________
k = 1,p(imp) de puncte de intrare din import,
E(IMP) se poate scrie sub forma:
n p(imp) p(imp)
E(IMP) = Σ Σ E^URi(IMPk) + Σ E^OST[IMP(k)] (3)
i=1 k=1 k = 1
- E^EXTR(DEP) - energia gazelor naturale predate în SNT de către toţi
utilizatorii de reţea prin toate punctele de intrare din/ieşire în depozitele
de înmagazinare care se află în ciclul de extracţie, şi a celor introduse în
SNT decătre OST prin punctele menţionate.
Termenul are două componente şi anume:
E^EXTR(DEP) = E^[SURSA(EXTR)](DEP) + E^[ECH(EXTR)](DEP) (4)
unde:
- E^[SURSA(EXTR)](DEP) - energia gazelor naturale predate în SNT în regim de
sursă de către toţi utilizatorii de reţea prin toate punctele de intrare
din/ieşire în depozitele de înmagazinare care se află în ciclul de
extracţie şi a celorintroduse în SNT de către OST prin punctele menţionate.
___
Pentru un număr i = 1,n de utilizatori de reţea şi pentru un număr
________
l = l,p(DEP) de puncte de intrare din/ieşire în depozitele de înmagazinare,
se poate scrie sub forma:
n p(înm)
E^[SURSA(EXTR)](DEP) = Σ Σ E^[SURSA(EXTR)-UR(i)][DEP(1)] + (4.1)
i=1 l=1
p(înm)
Σ E^SURSA(EXTR)-OST
l=1
E^[Ech(extr)](DEP) - energia gazelor naturale predate în SNT în regim de
echilibrare prin toate punctele de intrare din/ieşire în depozitele de
înmagazinare care se află în ciclul de extracţie de către toţi utilizatorii
de reţea şi acelor introduse în SNT de către OST prin punctele menţionate.
___
Pentru un număr i = 1,n de utilizatori de reţea şi pentru un număr
________
l = 1,p(DEP) de puncte de intrare din/ieşire în depozitele de înmagazinare,
se poate scrie sub forma:
n p(DEP)
E^[ECH(EXTR)](DEP) = Σ Σ E^[ECH(EXTR)-UR(i)][DEP(1)] + (4.2)
i=1 l=1
p(DEP)
Σ E^[ECH(EXTR)-OST][DEP(1)]
l=1
- E - energia gazelor naturale preluate din SNT de către toţi utilizatorii
de reţea prin toate punctele de ieşire, cu excepţia celor aferente
depozitelor de înmagazinare, de către toţi utilizatorii de reţea.
___ ___
Pentru un număr i = 1,n de utilizatori de reţea şi pentru un număr m = 1,p
de puncte de ieşire din SNT, cu excepţiacelor aferente depozitelor de
înmagazinare, E se poate scrie sub forma:
n p
E = Σ Σ E^[UR(i)](m) (5)
i=1 m=1
- energia gazelor naturale aferentă consumurilor tehnologice localizate -
determinate - reprezintă energia gazelor naturale consumate de OST pentru
realizarea activităţilor aferente transportului gazelor naturale prin SNT.
Termenul E[CTL(d)] se calculează ca sumă a următoarelor energii:
- energia gazelor utilizate drept combustibil pentru consumul staţiilor de
comprimare;
- energia gazelor utilizate drept combustibil pentru încălzirea gazelor şi a
incintelor tehnologice;
- energia gazelor evacuate din conducte pentru la curăţarea acestora de
impurităţi;
- energia gazelor utilizate pentru purjarea impurităţilor din separatoarele
de lichide;
- energia gazelor evacuate la verificarea şi reglarea periodică a supapelor
de siguranţă;
- energia gazelor utilizate pentru lucrările de reparare, reabilitare şi
dezvoltare a SNT.
Energiile menţionate se calculează utilizând o putere calorifică medie
pentru întregul SNT.
- E[CTN(e)] - energia gazelor naturale aferentă consumurilor tehnologice
nelocalizate - estimate - reprezintă energia gazelor naturale evacuate
accidental din SNT.
Termenul E[CTN(e)] reprezintă suma următoarelor energii:
- energia gazelor evacuate ca urmare a depăşirii duratei normate de
funcţionare a conductelor;
- energia gazelor evacuate prin neetanşeităţile îmbinărilor demontabile
datorate uzurii în exploatare;
- energia gazelor evacuate prin supapele de siguranţă ca urmare a creşterii
accidentale a presiunii;
- energia gazelor evacuate ca urmare a accidentelor tehnice (fisuri, ruperi).
Energiile menţionate se calculează utilizând o putere calorifică medie pentru
întregul SNT.
- E(PL) - energia gazelor naturale aferentă pierderilor localizate în SNT -
reprezintă energia aferentă cantităţii de gaze naturale care ar fi trebuit
să fie preluată de unul sau mai mulţi utilizatori de reţea, dar care a fost
pierdută din cauza unor defecte localizate într-un tronson de lângă unul sau
mai multe puncte fizice de ieşire din SNT.
___
Pentru un număr i = 1,n de utilizatori de reţea, E(PL) se poate scrie
sub forma:
n
E(PL) = Σ E^[UR(i)](PL) (7)
i=1
unde:
E^[UR(i)](PL) - energia nominalizată dar nepreluată de utilizatorul de reţea
i în punctele de ieşire afectate de un defect localizat în SNT:
E^[UR(i)](PL) = E^[UR(i)-afectat](nominalizat) - E^[UR(i)-afectat](preluat)
(8)
în care:
E^[UR(i)-afectat](nominalizat) - energia nominalizată de utilizatorul de
reţea "i" în punctele de ieşire afectate de un defect localizat în SNT;
E^[UR(i)-afectat](preluat) - energia preluată de utilizatorul de reţea "i"
prin punctele de ieşire afectate de un defect localizat în SNT;
Observaţie: termenul E^[UR(i)-afectat](preluat) este inclus în componenta
E din ecuaţia (1).
În situaţia în care pierderea de gaze naturale localizată în SNT afectează
doi sau mai mulţi utilizatori de reţea, atribuirea componentei E(PL) pe
fiecare dintre aceştia se face prin utilizarea formulei:
E^[UR(i)-afectat](nominalizat)
E[UR(i)](PL) = E(PL) x ─────────────────────────────── (9)
Σ E(nominalizat)
afectaţi
în care: Σ E(nominalizat) - suma energiilor nominalizate de toţi
afectaţi utilizatorii de reţea în punctele de ieşire
afectate de un defect localizat în SNT;
Termenul E(PL) inclus în ecuaţie are doar un scop de echilibrare.
OST va recupera, pe cheltuială proprie, toate pierderile localizate care se
produc în SNT, cu excepţia cazurilor deforţă majoră.
La prezentarea de către utilizatorul de reţea, a documentelor
corespunzătoare care dovedesc costul gazelor, OST va asigura:
- compensarea financiară, în termen de 1 lună calendaristică, sau
- cantitatea de gaze naturale pierdută, la o dată stabilită de comun acord,
în funcţie de modul de soluţionare convenit de părţi.
● delta E(STOC COND) - variaţia energiei gazelor naturale stocate în
conductele componente ale SNT - reprezintă diferenţa dintre energia conţinută
în SNT la începutul unei zile gaziere şi energia conţinută în SNT la
sfârşitul zileigaziere respective.
● E^INJ(DEP) - energia gazelor naturale preluate din SNT de către toţi
utilizatorii de reţea şi a celor scoase din SNT └──DEPde către OST prin
toate punctele de intrare din/ieşire în depozitele de înmagazinare în ciclul
de injecţie.
Termenul are două componente şi anume:
E^INJ(DEP) = E^[SURSA(INJ)](DEP) + E^[ECH(INJ)](DEP) (10)
unde:
E^[SURSA(INJ)](DEP) - energia gazelor naturale preluate din SNT în regim de
sursă de către toţi utilizatorii de reţea şi a celor scoase din SNT de către
OST prin toate punctele de intrare din/ieşire în depozitele de înmagazinare
în ciclul de injecţie.
___
Pentru un număr i = 1,n de utilizatori de reţea şi pentru un număr
____________
l = 1,p(DEP) de puncte de intrare din/ieşire în depozitele de înmagazinare,
E^[SURSA(INJ)](DEP) se poate scrie sub forma:
n p(DEP)
E^[SURSA(INJ)](DEP) = Σ Σ E^[SURSA(INJ)-UR(i)][DEP(1)] + (10.1)
i=1 l=1
p(DEP)
Σ E^[SURSA(INJ)-OST][DEP(1)]
l=1
E[ECH(INJ)](DEP) - energia gazelor naturale preluate din SNT în regim de
echilibrare de către toţi utilizatorii de reţea şi a celor scoase din SNT de
către OST prin toate punctele de intrare din/ieşire în depozitele de
înmagazinare în ciclulde injecţie.
___
Pentru un număr i = 1,n de utilizatori de reţea şi pentru un număr
________
l = 1,p(DEP) de puncte de intrare din/ieşire în depozitele de înmagazinare,
E[ECH(INJ)](DEP) se poate scrie sub forma:
n p(DEP)
E^[ECH(INJ)](DEP) = Σ Σ E^[ECH(INJ)-UR(i)][DEP(1)] + (10.2)
i=1 l=1
p(DEP)
Σ E^[ECH(INJ)-OST][DEP(1)]
l=1
B. Ecuaţia de echilibrare a utilizatorului de reţea
E^[UR(i)](PROD) + E^[UR(i)](IMP) + E^[EXTR-UR(i)](DEP) +
E^[g.primite-UR(i)](FTG) + E[UR(i)(CD) = E^[UR(i)] + E^[UR(i)](PL) + (11)
E^[INJ-UR(i)](DEP) + E^[g.cedate-UR(i)](FTG)
unde:
● E^[UR(i)](PROD) - energia gazelor naturale predate în SNT de către
utilizatorul de reţea i, prin toate punctele de intrare din perimetrele de
producţie.
_________
Pentru un număr j = 1,p(PROD) de puncte de intrare din perimetrele de
producţie, termenul E^[UR(i)](PROD)se calculează cu relaţia:
p(prod) p(prod)
E^[UR(i)](PROD) = Σ E^[UR(i)][PROD(j)] = Σ (V^[UR(i)][PROD(j)] x PCS(j))
j=1 j=1
(12)
în care:
V^[UR(i)][PROD(j)] - reprezintă volumul de gaze naturale predat din
perimetrele de producţie în SNT de către utilizatorul de reţea "i" prin
punctul "j" de intrare;
PCS(j) - reprezintă puterea calorifică superioară determinată aferentă
punctului de intrare "j" din perimetrele de producţie.
● E^[UR(i)](IMP) - energia gazelor naturale din import predate în SNT de
către utilizatorul de reţea "i", prin toate punctele de intrare.
__________
Pentru un număr k = 1,p(IMP) de puncte de intrare din import,
termenul E^[UR(i)](IMP)se calculează cu relaţia:
p(IMP) p(IMP)
E^[UR(i)](IMP) = Σ E^[UR(i)][IMP(k)] = Σ (V^[UR(i)][IMP(k)] x PCS(k))
k=1 k=1
(13)
în care:
V^[UR(i)][IMP(k) - reprezintă volumul de gaze naturale din import predat în
SNT de către utilizatorul de reţea "i" prin punctul "k" de intrare din
import;
PCS(k) - reprezintă puterea calorifică superioară determinată aferentă
punctului de intrare "k" din import.
● E^[EXTR-UR(i)(DEP)- energia gazelor naturale predate în SNT de către
utilizatorul de reţea "i", prin toate punctele de intrare din/ieşire în
depozitele de înmagazinare în ciclu de extracţie.
Termenul are două componente şi anume:
E^[EXTR-UR(i)(DEP) = E^[SURSA(EXTR)-UR(i)](DEP) + E^[ECH(EXTR)-UR(i)](DEP)
(14)
unde:
E^[SURSA(EXTR)-UR(i)](DEP) - energia gazelor naturale predate în regim de
sursă în SNT, de către utilizatorul de reţea "i" prin toate punctele de
intrare din/ieşire în depozitele de înmagazinare în ciclul de extracţie.
________
Pentru un număr l = 1,p(DEP) de puncte de intrare din/ieşire în depozitele de
înmagazinare, termenul E^[SURSA(EXTR)-UR(i)](DEP) se calculează cu relaţia:
p(INM)
E^[SURSA(EXTR)-UR(i)](DEP) = Σ E^[SURSA(EXTR)-UR(i)][DEP(1)] =
l=1
p(INM)
Σ (V^[SURSA(EXTR)-UR(i)][DEP(1)] x PCS(1)) (14.1)
l=1
în care:
V^[SURSA(EXTR)-UR(i)][DEP(1)] - reprezintă volumul de gaze naturale, predat
în regim de sursă de către utilizatorul de reţea "i" în SNT, prin punctul
"l" de intrare din/ieşire în depozitele de înmagazinare în ciclul de
extracţie;
PCS(l) - reprezintă puterea calorifică superioară determinată aferentă
punctului "l" de intrare din/ieşire în depozitele de înmagazinare.
E^[ECH(EXTR)-UR(i)](DEP) - energia gazelor naturale predate în regim de
echilibrare de către utilizatorul de reţea "i" în SNT, prin toate punctele de
intrare din/ieşire în depozitele de înmagazinare în ciclul de extracţie.
_________
Pentru un număr l = 1,p(DEP) de puncte de intrare din/ieşire în depozitele de
înmagazinare, termenul E^[ECH(EXTR)-UR(i)](DEP) se calculează cu relaţia:
p(INM)
E^[ECH(EXTR)-UR(i)](DEP) = Σ E^[ECH(EXTR)-UR(i)][DEP(1)] =
l=1
p(INM)
Σ (V^[ECH(EXTR)-UR(i)][DEP(1)] x PCS(l)) (14.2)
l=1
în care:
V^[ECH(EXTR)-UR(i)][DEP(1)] - reprezintă volumul de gaze naturale, predat în
regim de echilibrare, de că tre utilizatorul de reţea "i" în SNT prin punctul
"l" de intrare din/ieşire în depozitele de înmagazinare în ciclul de
extracţie;
PCS(l) - reprezintă puterea calorifică superioară determinată aferentă
punctului "l" de intrare din/ieşire în depozitele de înmagazinare.
● E^g.primite-UR(i)(FTG) - energia gazelor naturale primite de utilizatorul
de reţea i de la unul sau mai mulţi utilizatori de reţea prin utilizarea
facilităţii de transfer de gaze.
Termenul E^g.primite-UR(i)(FTG) se calculează ca suma algebrică a tuturor
cantităţilor de gaze - exprimate în unităţi de energie - primite prin
facilitatea de transfer de gaze de către utilizatorul de reţea "i".
● E^[UR(i)](CD) - componenta de dezechilibru a utilizatorului de reţea "i" -
reprezintă energia gazelor naturale necesară menţinerii echilibrului
portofoliului de clienţi ai utilizatorului de reţea "i".
Termenul E^[UR(i)](CD) reprezintă rezultatul efectiv al ecuaţiei de
echilibrare a utilizatorului de reţea "i" (11).
Termenul E^[UR(i)](CD) poate avea valoarea:
- zero - indicând că utilizatorul de reţea "i" şi-a menţinut echilibrul
portofoliului de clienţi;
- pozitivă - indicând că preluările de gaze din SNT ale utilizatorului
de reţea "i" sunt mai mari decât predările;
- negativă - indicând că preluările de gaze din SNT ale utilizatorului de
reţea "i" sunt mai mici decât predările.
* E^[UR(i)] - energia gazelor naturale preluate din SNT prin toate punctele
de ieşire, cu excepţia celor aferente depozitelor de înmagazinare, de către
utilizatorul de reţea i.
_____
Pentru un număr m = 1,p de puncte de ieşire din SNT, cu excepţia celor
aferente depozitelor de înmagazinare, termenul E^[UR(i)] se calculează cu
relaţia:
p p
E^[UR(i)] = Σ E^[UR(i)](m) = Σ (V^[UR(i)](m) x PCS(m)) (15)
m=1 m=1
în care:
V^[UR(i)](m) - reprezintă volumul de gaze naturale preluat din SNT, de către
utilizatorul de reţea i, prin punctul de ieşire m;
PCS(m) - reprezintă puterea calorifică superioară determinată aferentă
punctului de ieşire m.
● E^[UR(i)](PL) - energia gazelor naturale aferentă pierderilor localizate în
SNT, care ar fi trebuit să fie preluată de utilizatorul de reţea i.
Termenul E^[UR(i)](PL) se calculează cu relaţiile (8) şi (9).
● E^[INJ-UR(i)](DEP) - energia gazelor naturale preluate din SNT, prin toate
punctele de intrare din/ieşire în depozitele de înmagazinare care se află în
ciclu de injecţie, de către utilizatorul de reţea i.
Termenul are două componente şi anume:
E^[INJ-UR(i)](DEP) = E^[SURSA(INJ)-UR(i)](DEP) + E^[ECH(INJ)-UR(i)](DEP) (16)
unde:
E^[SURSA(INJ)-UR(i)](DEP) - energia gazelor naturale preluate din SNT în
regim de sursă, prin toate punctele de intrare din/ieşire în depozitele de
înmagazinare care se află în ciclul de injecţie, de către utilizatorul de
reţea i.
_____
Pentru un număr l = 1,p de puncte de intrare din/ieşire în depozitele de
înmagazinare, termenul se calculează cu relaţia:
p(DEP)
E^[SURSA(INJ)-UR(i)](DEP) = Σ V^[SURSA(INJ)-UR(i)][DEP(1)] =
l=1
p(DEP)
= Σ (V^[SURSA(INJ)-UR(i)][DEP(1)] x PCS(l)) (16.1)
l=1
în care:
V^[SURSA(INJ)-UR(i)][DEP(1)] - reprezintă volumul de gaze naturale, preluat
din SNT în regim de sursă, de către utilizatorul de reţea i prin punctul l
de intrare din/ieşire în depozitele de înmagazinare care se află în ciclul de
injecţie;
PCS(l) - reprezintă puterea calorifică superioară determinată aferentă
punctului l de intrare din/ieşire în depozitele de înmagazinare.
E^[ECH(INJ)-UR(i)](DEP) - energia gazelor naturale preluate din SNT în regim
de echilibrare de către utilizatorul de reţea "i", prin toate punctele de
intrare din/ieşire în depozitele de înmagazinare în ciclul de injecţie.
_________
Pentru un număr l = 1,p(DEP)de puncte de intrare din/ieşire în depozitele de
înmagazinare, termenul E^[ECH(INJ)-UR(i)](DEP) se calculează cu relaţia:
p(DEP)
E^[ECH(INJ)-UR(i)](DEP) = Σ E^[ECH(INJ)-UR(i)][DEP(1)] =
l=1
p(DEP)
Σ (V^[ECH(INJ)-UR(i)][DEP(1)] x PCS(l)) (16.2)
l=1
în care:
V^[ECH(INJ)-UR(i)][DEP(1)] - reprezintă volumul de gaze naturale, preluat din
SNT în regim de echilibrare, de către utilizatorul de reţea "i" prin punctul
"l" de intrare din/ieşire în depozitele de înmagazinare în ciclul de
injecţie;
PCS(l) - reprezintă puterea calorifică superioară aferentă punctului "l" de
intrare din/ieşire în depozitele de înmagazinare.
● E^[g.cedate-UR(i)](FTG) - energia gazelor naturale cedate de utilizatorul
de reţea "i" către unul sau mai mulţi utilizatori de reţea prin utilizarea
facilităţii de transfer de gaze.
Termenul E^[g.cedate-UR(i)](FTG) se calculează ca suma algebrică a tuturor
cantităţilor de gaze - exprimate în unităţi de energie - cedate prin
facilitatea de transfer de gaze de către utilizatorul de reţea i.
C. Ecuaţia de echilibrare a OST
E^OST(PROD) + E^OST(IMP) + E^(EXTR-OST)(DEP) + E^OST(CER) =
E[CTL(d)] + E[CTN(e)E] + delta E(STOC COND) + E^(INJ-OST)(DEP) (17)
unde:
● E^OST(PROD) - energia gazelor naturale introduse de către OST în SNT, prin
toate punctele de intrare din perimetrele de producţie.
__________
Pentru un număr j = 1,p(PROD) de puncte de intrare din perimetrele de
producţie, termenul E^OST(PROD) se calculează cu relaţia:
p(PROD) p(PROD)
E^OST(PROD) = Σ E^OST[PROD(j)] = Σ (V^OST[PROD(j)] x PCS(j)) (18)
j=1 j=1
în care:
V^OST[PROD(j)] - reprezintă volumul de gaze naturale introdus de către OST
în SNT prin punctul "j" de intrare din perimetrele de producţie;
PCS(j) - reprezintă puterea calorifică superioară determinată aferentă
punctului "j" de intrare din perimetrele de producţie.
● E^OST(IMP) - energia gazelor naturale din import introduse în SNT de către
OST, prin toate punctele de intrare.
Componenta E^OST(IMP) nu conţine energia gazelor naturale reprezentând
contravaloarea serviciilor de tranzit prestate de OST, gaze care sunt livrate
clienţilor OST. Aceste gaze se regăsesc în componenta de import a fiecărui
utilizator dereţea care cumpără gaze naturale de la OST.
________
Pentru un număr k = 1,p(IMP) de puncte de intrare din import, termenul
E^OST(IMP) se calculează cu relaţia:
p(IMP) p(IMP)
E^OST(IMP) = Σ E^OST[IMP(k)] = Σ (V^OST[IMP(k)] x PCS(k)) (19)
k=1 k=1
în care:
V^OST[IMP(k)] - reprezintă volumul de gaze naturale din import introdus de
către OST în SNT prin punctul "k" de intrare;
PCS(k) - reprezintă puterea calorifică superioară aferentă punctului "k" de
intrare din import.
● E^(EXTR-OST)(DEP) - energia gazelor naturale introduse în SNT de OST, prin
toate punctele de intrare din/ieşire în depozitele de înmagazinare în
ciclu de extracţie.
Termenul are două componente şi anume:
E^(EXTR-OST)(DEP) = E^[SURSA(EXTR)-OST](DEP) + E^[ECH(EXTR)-OST](DEP) (20)
unde:
E^[SURSA(EXTR)-OST](DEP) - energia gazelor naturale introduse în SNT în regim
de sursă, prin toate punctele de intrare └──DEPdin/ieşire în depozitele de
înmagazinare care se află în ciclul de extracţie, de către OST.
________
Pentru un număr l = 1,p(DEP) de puncte de intrare din/ieşire în depozitele de
înmagazinare, termenul E^[SURSA(EXTR)-OST](DEP) se calculează cu relaţia:
p(DEP)
E^[SURSA(EXTR)-OST](DEP) = Σ E^[SURSA(EXTR)-OST][DEP(1)] =
l=1
p(DEP)
Σ (V^[SURSA(EXTR)-OST][DEP(1)] x PCS(l)) (20.1)
l=1
în care:
V^[SURSA(EXTR)-OST][DEP(1)] - reprezintă volumul de gaze naturale, introdus
în SNT în regim de sursă, de către OST prin punctul l de intrare din/ieşire
în depozitele de înmagazinare care se află în ciclul de extracţie;
PCS(l) - reprezintă puterea calorifică superioară determinată aferentă
punctului l de intrare din/ieşire în depozitele de înmagazinare.
E^[ECH(EXTR)-OST](DEP) - energia gazelor naturale introduse în SNT în regim
de echilibrare, prin toate punctele de intrare din/ieşire în depozitele de
înmagazinare care se află în ciclul de extracţie, de către OST.
_________
Pentru un număr l = 1,p(DEP) de puncte de intrare din/ieşire în depozitele de
înmagazinare, termenul E^[ECH(EXTR)-OST](DEP) se calculează cu relaţia:
p(DEP)
E^[ECH(EXTR)-OST](DEP) = Σ E^[ECH(EXTR)-OST][DEP(1)] =
l=1
p(DEP)
Σ (V^[ECH(EXTR)-OST][DEP(1)] x PCS(l)) (20.2)
l=1
în care:
V^[ECH(EXTR)-OST][DEP(1)]- reprezintă volumul de gaze naturale, introdus în
SNT în regim de echilibrare, de către OST prin punctul l de intrare din/
ieşire în depozitele de înmagazinare care se află în ciclul de extracţie;
PCS(l) - reprezintă puterea calorifică superioară determinată aferentă
punctului l de intrare din/ieşire în depozitele de înmagazinare.
● E^OST(CER) - componenta de echilibrare reziduală a SNT - reprezintă suma
algebrică dar cu semn schimbat a dezechilibrelor create de toţi utilizatorii
de reţea, respectiv cantitatea de gaze naturale - exprimată în unităţi de
energie - pe care OST o introduce sau o scoate în/din SNT în vederea
menţinerii echilibrului acestuia.
Termenul E^OST(CER) reprezintă rezultatul efectiv al ecuaţiei de echilibrare
a OST (17).
___
Pentru un număr i = 1,n de utilizatori de reţea, componenta E^OST(CER) se
calculează cu relaţia:
n
E^OST(CER) = Σ E^UR(i)(CD) (21)
i=1
unde:
E^UR(i)(CD) - reprezintă componenta de dezechilibru a utilizatorului de
reţea i; termenul a fost explicitat la ecuaţia de echilibrare a
utilizatorului de reţea.
Termenul E^OST(CER) poate avea valoare:
- zero - ceea ce indică faptul că toţi utilizatorii de reţea şi-au menţinut
echilibrul portofoliului de clienţi curezultat în menţinerea echilibrului
general al SNT; în această situaţie OST nu este nevoit să procedeze la
echilibrarea reziduală a SNT;
- negativă - ceea ce indică faptul că există un deficit de gaze naturale în
SNT, deficit care trebuie asigurat de OST prin introducerea în SNT a
cantităţii rezultate prin aplicarea relaţiei (21);
- pozitivă - ceea ce indică faptul că există un excedent de gaze naturale
în SNT, excedent care trebuie eliminat de OST prin scoaterea din SNT a
cantităţii rezultate prin aplicarea relaţiei (21).
● E(CTL-D) - energia gazelor naturale aferentă consumurilor tehnologice
localizate-determinate - termenul a fost explicitat la ecuaţia generală de
echilibrare a SNT.
● E(CTN-E)- energia gazelor naturale aferentă consumurilor tehnologice
nelocalizate - estimate - termenul a fost explicitat la ecuaţia generală de
echilibrare a SNT.
● delta E(STOCCOND) - variaţia energiei gazelor naturale stocate în
conductele componente ale SNT - termenul a fost explicitat la ecuaţia
generală de echilibrare a SNT.
● E[SURSA(INJ)-OST](DEP) - energia gazelor naturale scoase din SNT în regim
de sursă, prin toate punctele de intrare din/ieşire în depozitele de
înmagazinare care se află în ciclul de injecţie, de către OST.
________
Pentru un număr l = 1,p(DEP) de puncte de intrare din/ieşire în depozitele de
înmagazinare, termenul E^[SURSA(INJ)-OST](DEP) se calculează cu relaţia:
p(DEP)
E^[SURSA(INJ)-OST](DEP) = Σ E^[SURSA(INJ)-OST][DEP(1)] =
l=1
p(DEP)
Σ (V^[SURSA(INJ)-OST][DEP(1)] x PCS(l)) (22)
l=1
în care:
V^[SURSA(INJ)-OST][DEP(1)] - reprezintă volumul de gaze naturale, scos din
SNT în regim de sursă, de către OST prin punctul de intrare din/ieşire în
depozitele de înmagazinare care se află în ciclul de injecţie;
PCS(l) - reprezintă puterea calorifică superioară determinată aferentă
punctului l de intrare din/ieşire în depozitele de înmagazinare.
● E^[ECH(INJ)-OST](DEP)- energia gazelor naturale scoase din SNT în regim de
echilibrare, prin toate punctele de intrare din/ieşire în depozitele de
înmagazinare care se află în ciclul de injecţie, de către OST.
____________
Pentru un număr l = 1,p(DEP) de puncte de intrare din/ieşire în depozitele de
înmagazinare, termenul E^[ECH(INJ)-OST](DEP) se calculează cu relaţia:
p(DEP)
E^[ECH(INJ)-OST](DEP) = Σ E^[ECH(INJ)-OST][DEP(1)] =
l=1
p(DEP)
Σ (V^[ECH(INJ)-OST][DEP(1)] x PCS(l)) (23)
l=1
în care:
V^[ECH(INJ)-OST][DEP(1)] - reprezintă volumul de gaze naturale, scos din SNT
în regim de echilibrare, de către OST prin punctul l de intrare din/ieşire în
depozitele de înmagazinare care se află în ciclul de injecţie;
PCS(l) - reprezintă puterea calorifică superioară determinată aferentă
punctului l de intrare din/ieşire în depozitele de înmagazinare.
Proceduri de echilibrare A. Zilnic ART. 91 (1) La sfârşitul fiecărei zile gaziere n, OST utilizând alocările provizorii pentru ziua gazieră n-1 calculează dezechilibrul zilnic provizoriu pentru ziua gazieră n-1 pentru fiecare utilizator al reţelei. (2) Până cel târziu la ora 14.00 din ziua gazieră n, OST informează utilizatorul reţelei în legătură cu dezechilibrul său provizoriu pentru ziua gazieră n-1. (3) Dezechilibrul zilnic provizoriu are doar caracter de informare. B. Săptămânal ART. 92 (1) La sfârşitul fiecărei săptămâni gaziere, OST calculează dezechilibrul acumulat provizoriu pentru fiecare utilizator al reţelei prin însumarea dezechilibrelor zilnice provizorii din respectiva săptămână gazieră. (2) Până cel târziu la ora 16.00 din prima zi gazieră a săptămânii gaziere n, OST îl informează pe utilizatorul reţelei în legătură cu dezechilibrul său acumulat provizoriu din săptămâna n-1. (3) Dezechilibrul acumulat provizoriu are doar caracter de informare. C. Lunar ART. 93 (1) În termen de maximum 5 zile lucrătoare de la sfârşitul lunii, OST îl informează pe utilizatorul reţelei în legătură cu dezechilibrul acumulat final din fiecare săptămână gazieră întreagă a lunii respective şi cu dezechilibrul final din fiecare zi gazieră a săptămânilor gaziere respective. (2) Dezechilibrul zilnic final se calculează de OST cu ajutorul ecuaţiilor de echilibrare aplicate pentru fiecare zi gazieră pe baza alocărilor finale pentru respectiva zi gazieră. (3) Dezechilibrul acumulat final se calculează pentru fiecare săptămână gazieră prin însumarea dezechilibrelor zilnice finale din fiecare zi gazieră a săptămânii gaziere respective. (4) În termen de două zile lucrătoare de la primirea de către utilizatorii reţelei a informaţiilor transmise de OST cu privire la dezechilibrul lor acumulat final, utilizatorii reţelei pot informa OST în legătură cu utilizarea facilităţii de transfer de gaze ex-post. (5) La primirea informaţiilor transmise de utilizatorul reţelei cu privire la utilizarea FTG ex-post, OST va recalcula dezechilibrul final pentru fiecare zi gazieră şi dezechilibrul acumulat final pentru fiecare săptămână gazieră, pentru fiecare utilizator al reţelei. (6) Procedurile de echilibrare sunt precizate în Tabelul 3: Toleranţa zilnică şi intervalul de echilibrare ART. 94 (1) Utilizatorii reţelei răspund de asigurarea echilibrului dintre cantităţile de gaze naturale care le sunt livrate la punctele de intrare ale SNT şi cantităţile de gaze naturale preluate de clienţii lor la punctele de ieşire ale SNT. (2) În situaţia în care toleranţele zilnice prevăzute în Tabelul 1sunt depăşite, OST percepe tarife de dezechilibru zilnic conform prevederilor art. 109. Tarifele de dezechilibru zilnic vor fi aplicate pentru fiecare zi gazieră, pe baza alocării finale, indiferent dacă utilizatorul reţelei optează sau nu pentru utilizarea FTG ex-post. (3) Pentru depăşirea intervalelor de echilibrare prevăzute în Tabelul 2, utilizatorilor reţelei li se percepe tarif de dezechilibru acumulat prevăzute la art. 110. Tarifele de dezechilibru acumulat se aplică pentru fiecare săptămână gazieră pe baza alocării finale, după ce utilizatorii reţelei au avut oportunitatea de a utiliza FTG ex-post. Tabelul 1 - Dezechilibru zilnic
──────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Dezechilibru zilnic
──────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
2,5% < Dezechilibru zilnic final ≤ 5% din nominalizarea aprobată totală la
punctele de ieşire
──────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
5% < Dezechilibru zilnic final ≤ 15% din nominalizarea aprobată totală la
punctele de ieşire
──────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Dezechilibru zilnic final > 15% din nominalizarea aprobată totală la punctele
de ieşire
──────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Notă: valori absolute ale Dezechilibrului Final Zilnic
Tabelul 2 - Dezechilibru acumulat
──────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Dezechilibru acumulat
──────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
2,5% < Dezechilibru acumulat final < 5% din nominalizarea aprobată totală la
punctele de ieşire
──────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
5% < Dezechilibru acumulat final < 8% din nominalizarea aprobată totală la
punctele de ieşire
──────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
8% < Dezechilibru acumulat final < 12% din nominalizarea aprobată totală la
punctele de ieşire
──────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
12% < Dezechilibru acumulat final < 15% din nominalizarea aprobată totală la
punctele de ieşire
──────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Dezechilibru acumulat final > 15% din nominalizarea aprobată totală la
punctele de ieşire
──────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Tabelul 3 - Proceduri de echilibrare
────────────┬────────────────────────────┬────────────────────────────────┬──────────────────────────────
│ Procedură │ Răspunsul către utilizatorii │ Implicaţii
│ │ reţelei │
────────────┼────────────────────────────┼────────────────────────────────┼──────────────────────────────
Zilnic │OST calculează dezechilibrul│Până cel târziu la ora 14.00 din│
(sfârşitul │ zilnic provizoriu pe baza │ ziua gazieră n, OST informează │ Dezechilibrul zilnic
zilei │ alocării provizorii pentru │utilizatorul reţelei în legătură│ provizoriu are doar caracter
gaziere) │ ziua gazieră anterioară │cu dezechilibrul său provizoriu │ de informare.
│ │ pentru ziua gazieră n-1. │
────────────┼────────────────────────────┼────────────────────────────────┼──────────────────────────────
│ │ Până cel târziu la ora 16.00 │
Săptămânal │OST calculează dezechilibrul│ din prima zi gazieră a │
(sfârşitul │acumulat provizoriu pe baza │ săptămânii gaziere n, OST │ Dezechilibrul acumulat
săptămânii │ alocării provizorii pentru │informează utilizatorul reţelei │ provizoriu are doar caracter
gaziere) │săptămâna gazieră anterioară│ în legătură cu dezechilibrul │ de informare.
│ │ său acumulat provizoriu pentru │
│ │ săptămâna gazieră n-1. │
────────────┼────────────────────────────┼────────────────────────────────┼──────────────────────────────
│ OST calculează │ În termen de maximum 5 zile │
│ dezechilibrul zilnic │ lucrătoare de la sfârşitul │ Pentru fiecare zi gazieră în
Lunar │ final şi dezechilibrul │ lunii, OST informează │ care dezechilibrul lor
(sfârşitul │ acumulat final pe baza │ utilizatorul reţelei în │ zilnic depăşeşte toleranţa
lunii │ alocării finale pentru │ legătură cu dezechilibrul │ zilnică prevăzută în Tabelul
calen- │ fiecare săptămână gazieră │ acumulat final pentru fiecare │ 1, utilizatorilor reţelei li
daristice) │ întreagă din respectiva │ săptămână gazieră întreagă din │ se percepe tariful de
│ lună calendaristică şi │ respectiva lună şi cu │ dezechilibru zilnic
│ pentru fiecare zi gazieră │ dezechilibrul final pentru │ prevăzute în Tabelul 6.
│ din respectivele │ fiecare zi gazieră din │
│ săptămâni gaziere │respectivele săptămâni gaziere. │
────────────┼────────────────────────────┼────────────────────────────────┼──────────────────────────────
│ │ │ OST recalculează şi
│ │ │ dezechilibrul acumulat final
│ │ │ pe baza alocării finale din
│ │ │ fiecare săptămână gazieră
În │ │ În termen de două zile │ întreagă din respectiva lună
următoarele│ │ lucrătoare de la primirea │ calendaristică şi fiecare zi
două zile │ Posibilă utilizare a FTG │ informaţiilor de la OST │ gazieră din respectivele
lucrătoare │ │ privind dezechilibrul │ săptămâni gaziere. Pentru
│ │ acumulat final. │ fiecare săptămână gazieră în
│ │ │ care dezechilibrul lor
│ │ │acumulat depăşeşte intervalele
│ │ │ de echilibrare prevăzute în
│ │ │ Tabelul 2, utilizatorilor
│ │ │reţelei li se percep tarife de
│ │ │ dezechilibru acumulat
│ │ │ prevăzute în Tabelul 7.
────────────┴────────────────────────────┴────────────────────────────────┴──────────────────────────────
Serviciul de furnizare de urgenţă ART. 95 Se aplică prevederile dispoziţiilor legale referitoare la situaţiile de urgenţă. Forţă majoră ART. 96 Situaţia de furnizare de urgenţă nu acoperă forţa majoră. ART. 97 Forţa majoră, drepturile şi responsabilităţile OST precum şi ale utilizatorilor reţelei în caz de forţă majoră sunt cele prevăzute de legislaţia românească în vigoare. Măsurarea gazelor naturale la punctele de intrare/ieşire din SNT ART. 98 (1) Măsurarea gazelor naturale se va realiza în conformitate cu reglementările AC în vigoare. (2) Sistemele de măsurare a gazelor la punctele de intrare/ieşire din SNT sunt operate în conformitate cu prevederile "Condiţiilor tehnice pentru exploatarea punctelor de măsurare a cantităţilor de gaze naturale la intrarea în/ieşirea din SNT" prevăzute în Anexa nr. 9. (3) Reclamaţiile privind măsurarea gazelor naturale sunt soluţionate în conformitate cu prevederile "Condiţiilor tehnice pentru exploatarea punctelor de măsurare a cantităţilor de gaze naturale la intrarea în/ieşirea din SNT" din Anexa nr. 9 şi în termenele precizate prin standardul de performanţă aplicabil, în vigoare. ART. 99 Cerinţele referitoare la calitatea gazelor naturale sunt precizate în "Condiţiile tehnice pentru exploatarea punctelor de măsurare a cantităţilor de gaze naturale la intrarea în/ieşirea din SNT" din Anexa nr. 9. CAP. V ADMINISTRAREA CONTRACTELOR DE TRANSPORT ART. 100 Tarifele aferente utilizării SNT sunt fundamentate anual de către OST şi stabilite de către AC. ART. 101 (1) OST afişează permanent pe pagina proprie de internet tarifele aferente utilizării SNT. (2) Actualizarea acestora se realizează cu cel puţin 30 de zile înainte de începerea perioadei de rezervare de capacitate. Tarif de transport în SNT ART. 102 Utilizatorul reţelei va plăti OST o sumă corespunzătoare contravalorii serviciilor de transport în conformitate cu prevederile contractuale. Tarif pentru instruire şi instalarea platformei informatice necesare derulării contractelor ART. 103 (1) OST oferă asistenţă pentru instalarea unei platforme informatice compatibile şi instruirea aferentă, pe baza unui tarif. (2) Tariful nu include preţ ul hardware-ului şi software-ului necesar utilizării platformei informatice. Tarif pentru facilitatea de transfer de gaze naturale ART. 104 (1) Utilizatorul reţelei va plăti OST un tarif pentru fiecare transfer de gaze naturale acceptat. (2) Tariful de administrare a FTG priveşte numai FTG ex-post. Tarif de nerespectare a nominalizării ART. 105 Pentru fiecare zi gazieră şi pentru fiecare punct de intrare şi/sau de ieşire din SNT la care alocarea a utilizatorului de reţea diferă de nominalizarea aprobată cu o valoare mai mare decât limitele intervalului specificat în Tabelul 5, utilizatorul reţelei va plăti un tarif de nerespectare a nominalizării. Tarif de depăşire a capacităţii rezervate ART. 106 Pentru fiecare zi gazieră şi fiecare punct de intrare şi/sau ieşire din SNT la care utilizatorul reţelei a depăşit capacitatea rezervată maximă cu mai mult decât limitele intervalului specificat în Tabelul 4, utilizatorul reţelei va plăti un tarif de depăşire a capacităţii rezervate. Tabelul 4 - Limite de toleranţă pentru depăşirea capacităţii rezervate
────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Punct Limită de toleranţă
(procent din capacitatea rezervată)
────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Punct de intrare din import 5%
Punct de intrare de la perimetrele de producţie 7%
Puncte de intrare din depozitele de înmagazinare 7%
subterană a gazelor naturalePuncte de ieşire 5%
────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Tarif pentru livrare sub nominalizare ART. 107 OST va plăti utilizatorului de reţea un tarif pentru livrare sub nominalizarea aprobată, pentru cantităţile de gaze cu care aceasta nu a fost respectată. Tarif pentru livrare sub capacitatea rezervată ART. 108 OST va plăti utilizatorului de reţea un tarif pentru livrare sub capacitatea rezervată. Tabelul 5 - Limite de toleranţă pentru stabilirea tarifului de nominalizare
────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Limite de toleranţă pentru stabilirea tarifului de nominalizare
────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
3% < Diferenţa între alocare şi nominalizarea aprobată ≤ 10% din nominalizarea aprobată
totală la punctele de intrare/ieşire
────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
10% < Diferenţa între alocare şi nominalizarea aprobată ≤ 20% din nominalizarea aprobată
totală la punctele de intrare/ieşire
────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Diferenţa între alocare şi nominalizarea aprobată > 20% din nominalizarea aprobată
totală la punctele de intrare/ieşire
────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Notă valori absolute Tarif de dezechilibru zilnic ART. 109 Pentru intervalele de dezechilibru zilnic prevăzute în Tabelul 1, utilizatorilor reţelei li se va percepe un tarif zilnic. Tariful de dezechilibru zilnic va fi aplicat pentru fiecare zi gazieră, pe baza alocării finale, după ce utilizatorul reţelei optează sau nu pentru utilizarea FTG ex-post, conform valorilor prevăzute în Tabelul 6. Tabelul 6 - Tarif de dezechilibru zilnic
─────────────────────────────────────────────────────┬──────────────────────────────────────────────
Dezechilibru zilnic(*) │ Tarif de dezechilibru zilnic
─────────────────────────────────────────────────────┼──────────────────────────────────────────────
2,5% < Dezechilibru zilnic final < 5% din │A x procent de dezechilibru zilnic final care
nominalizarea aprobată totală la punctele de ieşire │ depăşeşte nominalizarea aprobată totală la
│ punctele de ieşire
─────────────────────────────────────────────────────┼──────────────────────────────────────────────
5% < Dezechilibru zilnic final < 15% din │B x procent de dezechilibru zilnic final care
nominalizarea aprobată totală la punctele de ieşire │ depăşeşte nominalizarea aprobată totală la
│ punctele de ieşire
─────────────────────────────────────────────────────┼──────────────────────────────────────────────
Dezechilibru zilnic final > 15% din nominalizarea │C x procent de dezechilibru zilnic final care
aprobată totală la punctele de ieşire │ depăşeşte nominalizarea aprobată totală la
│ punctele de ieşire
─────────────────────────────────────────────────────┴──────────────────────────────────────────────
(*) valori absoluteValorile indicilor A - C se regăsesc în Ordinul preşedintelui AC cu privire la
stabilirea tarifeloraferente Codului Reţelei.
Tarif pentru dezechilibru acumulat ART. 110 (1) Pentru intervalele de dezechilibru acumulat prevăzute în Tabelul 2, utilizatorilor reţelei li se va percepe un tarif de dezechilibru acumulat. Tariful de dezechilibru acumulat va fi aplicat pentru fiecare săptămână gazieră pe baza alocării finale, după ce utilizatorii reţelei au avut oportunitatea de a utiliza FTG ex-post, conform valorilor prevăzute în Tabelele 7 şi 8. (2) Valorile prevăzute în Tabelul 7 includ contravaloarea gazelor de echilibrare. Tabelul 7 - Tarif pentru dezechilibru acumulat
───────────────────────────────────────────────────┬────────────────────────────────────────────────────
Interval de echilibrare (kWh) │ Tarif pentru dezechilibru (lei/kWh)
───────────────────────────────────────────────────┼────────────────────────────────────────────────────
2,5% < Dezechilibru acumulat final < 5% din │ L x cantitate acumulată care depăşeşte
nominalizarea aprobată totală la punctele de ieşire│nominalizarea aprobată totală la punctele de ieşire
───────────────────────────────────────────────────┼────────────────────────────────────────────────────
5% < Dezechilibru acumulat final < 8% din │ M x cantitate acumulată care depăşeşte
nominalizarea aprobată totală la punctele de ieşire│nominalizarea aprobată totală la punctele de ieşire
───────────────────────────────────────────────────┼────────────────────────────────────────────────────
8% < Dezechilibru acumulat final < 12% din │ N x cantitate acumulată care depăşeşte
nominalizarea aprobată totală la punctele de ieşire│nominalizarea aprobată totală la punctele de ieşire
───────────────────────────────────────────────────┼────────────────────────────────────────────────────
12% < Dezechilibru acumulat final < 15% din │ O x cantitate acumulată care depăşeşte
nominalizarea aprobată totală la punctele de ieşire│nominalizarea aprobată totală la punctele de ieşire
───────────────────────────────────────────────────┼────────────────────────────────────────────────────
Dezechilibru acumulat final > 15% din nominalizarea│ P x cantitate acumulată care depăşeşte
aprobată totală la punctele de ieşire │nominalizarea aprobată totală la punctele de ieşire
───────────────────────────────────────────────────┴────────────────────────────────────────────────────
Tabelul 8 - Tarif pentru dezechilibru acumulat
───────────────────────────────────────────────────┬────────────────────────────────────────────────────
Interval de echilibrare │ Tarif pentru dezechilibru
───────────────────────────────────────────────────┼────────────────────────────────────────────────────
-2,5% < Dezechilibru acumulat final < -5% din │ Q x cantitate acumulată care depăşeşte
nominalizarea aprobată totală la punctele de ieşire│nominalizarea aprobată totală la punctele de ieşire
───────────────────────────────────────────────────┼────────────────────────────────────────────────────
-5% < Dezechilibru acumulat final < -8% din │ R x cantitate acumulată care depăşeşte
nominalizarea aprobată totală la punctele de ieşire│nominalizarea aprobată totală la punctele de ieşire
───────────────────────────────────────────────────┼────────────────────────────────────────────────────
-8% < Dezechilibru acumulat final < -12% din │ S x cantitate acumulată care depăşeşte
nominalizarea aprobată totală la punctele de ieşire│nominalizarea aprobată totală la punctele de ieşire
───────────────────────────────────────────────────┼────────────────────────────────────────────────────
-12% < Dezechilibru acumulat final < -15% din │ T x cantitate acumulată care depăşeşte
nominalizarea aprobată totală la punctele de ieşire│nominalizarea aprobată totală la punctele de ieşire
───────────────────────────────────────────────────┼────────────────────────────────────────────────────
Dezechilibru acumulat final > -15% din │ U x cantitate acumulată care depăşeşte
nominalizarea aprobată totală la punctele de ieşire│nominalizarea aprobată totală la punctele de ieşire
───────────────────────────────────────────────────┴────────────────────────────────────────────────────
Valorile indicilor L - U se regăsesc în Ordinul preşedintelui AC cu privire la stabilirea tarifelor
aferente Codului Reţelei.
Facturare şi plată ART. 111 (1) Pe durata administrării contractelor de transport, OST transmite utilizatorului reţelei două facturi aferente serviciilor de transport prestate pentru fiecare lună gazieră: a) prima factură este transmisă până cel târziu în data de 15 a lunii gaziere; b) a doua factură - în termen de 10 (zece) zile lucrătoare de la sfârşitul lunii gaziere. (2) Prima factură se întocmeşte având în vedere contravaloarea estimată a serviciilor prestate de OST în luna respectivă pentru utilizatorul reţelei. (3) A doua factură se întocmeşte pe baza alocările finale şi va include, după caz: a) tariful de transport b) tariful de administrare a transferului de gaze naturale; c) tariful de depăşire a capacităţii rezervate; d) tariful de nerespectare a nominalizării aprobate; e) tariful de dezechilibru zilnic; f) tariful de dezechilibru acumulat. g) tariful pentru livrare sub nominalizare h) tariful pentru livrare sub capacitatea rezervată; (4) Schema cuprinzând procedurile de facturare se regăseşte în Anexa nr. 11. Contestarea facturilor ART. 112 (1) În caz de contestare a plăţii facturilor se va urma procedura din prezenta secţiune. (2) Pentru a verifica factura, utilizatorul reţelei va avea dreptul, pe baza unei notificări adresate OST, de a avea acces la datele care au stat la baza emiterii facturii. (3) Dacă la analizarea acestor date se constată erori în factură aceasta va fi corectată imediat şi se vor efectua regularizările aferente. (4) Toate datele aferente facturilor vor fi păstrate timp de 5 (cinci) ani. Datele care au fă cut obiectul contestaţiilor sau neînţelegerilor în instanţă vor fi păstrate cel puţin 1 an de la soluţionarea respectivei contestaţii. Plată ART. 113 (1) Toate plăţile efectuate de către utilizatorii reţelei vor fi fă cute prin transfer bancar în contul specificat de OST. (2) Toate plăţile efectuate de OST vor fi fă cute prin transfer bancar în contul specificat de utilizatorul reţelei. (3) Cu notificare prealabilă trimisă cu 22 (douăzeci şi două) de zile lucrătoare înaintea datei de scadenţă a plăţii, fiecare din părţi îşi poate alege o altă bancă. (4) Plata se va considera efectuată la timp dacă suma este transferată până cel târziu în ziua scadenţei de plată la banca părţii înainte de ora 11.00 a zilei scadenţei de plată. Toate costurile aferente transferului banilor către banca unei părţi vor fi achitate de partea care face transferul respectiv. ANEXA 1 (la Codul Reţelei pentru Sistemul Naţional de Transport a gazelor naturale) CONTRACT-CADRU DE TRANSPORT AL GAZELOR NATURALE nr. ....... din anul ..... luna .......... ziua ...... Societatea Comercială TRANSGAZ S.A., cu sediul în ............., strada nr. ......, judeţul/sectorul .........., cod poştal ..........., telefon .........., fax .............., cod unic de înregistrare ................, cod de înregistrare fiscală ...............,nr. de ordine la Oficiul Registrului Comerţului .............., având contul nr. ............, deschis la .............., reprezentată legal prin ..............., în calitate de prestator al serviciului de transport, denumită în continuare "operatorul sistemului de transport" sau "OST", pe de o parte, şi ............................... (se va completa cu datele de identificare al utilizatorului de reţea), în calitate de utilizator al Sistemului Naţional de Transport (SNT) şi beneficiar al serviciilor de transport, denumită în cele ce urmează "utilizator al reţelei", pe de altă parte, fiecare denumită în continuare separat "parte" şi împreună "părţi", au convenit încheierea prezentului contract de transport, denumit în continuare "contract". I. - Terminologie şi legislaţia aplicabilă Art. 1. - (1) Termenii utilizaţi în prezentul contract sunt definiţi în Legea gazelor nr. 351/2004, cu modificările şi completările ulterioare, precum şi în Codul reţelei, aprobat prin Ordin al preşedintelui ANRE. (2) Prevederile prezentului contract sunt completate cu prevederile din Codul comercial, Codul civil, Legea gazelor şi reglementările ANRE, inclusiv prevederile Codului reţelei şi ale Condiţiilor tehnice pentru exploatarea punctelor de măsurare a cantităţilor de gaze naturale la intrarea în/ieşirea din SNT, denumite în continuare "Condiţii tehnice". Pentru toate situaţiile care nu sunt prevăzute în mod explicit în prezentul contract, prevederile Codului reţelei sunt integral aplicabile. II. - Obiectul contractului Art. 2. - (1) Obiectul prezentului contract îl constituie prestarea serviciilor ferme/întreruptibile de transport, desemnând ansamblul de activităţi şi operaţiuni desfăşurate de operatorul sistemului de transport pentru sau în legătură cu rezervarea capacităţii de transport la punctele de intrare şi de ieşire în/din SNT şi transportul prin SNT al cantităţilor determinate de gaze naturale, exprimate în unităţi de energie, în conformitate cu prevederile Codului reţelei. (2) Capacitatea rezervată în punctele de intrare şi de ieşire în/din SNT, este prevăzută în Anexa nr. 2 la prezentul contract şi este exprimată în kWh/zi. III. - Durata contractului Art. 3. (1) Prezentul contract se încheie pentru un an gazier sau un multiplu de ani gazieri, în intervalul .............. (ziua/luna/anul) - ................ (ziua/luna/anul). (2) Prin derogare de la prevederile alin. (1) contractul se poate încheia pentru o perioadă determinată în intervalul prevăzut la alin. (1), în conformitate cu prevederile Codului reţelei. IV. - Măsurarea gazelor naturale la punctele de intrare/ieşire din SNT Art. 4. - Măsurarea cantităţilor de gaze naturale se face continuu în conformitate cu prevederile legislaţiei specifice, determinarea cantităţilor de energie intrate/ieşite în/din SNT, realizându-se în conformitate cu prevederile Codului reţelei. V. - Tarife Art. 5. - (1) Utilizatorul reţelei va plăti operatorului sistemului de transport contravaloarea serviciilor ferme/întreruptibile de transport prestate, calculată în baza tarifului de transport. (2) Utilizatorul reţelei va plăti operatorului sistemului de transport suplimentar, după caz, tarifele prevăzute în Codul reţelei. (3) Tarifele menţionate la alin. (1) şi (2) sunt prevăzute în anexa nr. 1, la prezentul contract. (4) Modalitatea de plată, precum şi desemnarea băncilor agreate pentru derularea operaţiunilor bancare se stabilesc de comun acord, cu respectarea legislaţiei în vigoare. (5) Plata contravalorii facturilor emise conform prevederilor din Codul reţelei, se face în termen de 15 zile calendaristice de la data emiterii facturii. În cazul în care data scadenţei este zi nelucrătoare, termenul se socoteşte împlinit în următoarea zi lucrătoare. (6) Obligaţia de plată este considerată îndeplinită la data intrării sumelor respective totale în contul operatorul sistemului de transport. VI. - Drepturile şi obligaţiile OST Art. 6. - OST are următoarele drepturi: a) să încaseze contravaloarea serviciilor prestate; b) să limiteze/întrerupă prestarea serviciilor de transport, cu preavizare, în cazul neîndeplinirii obligaţiilor de plată la termenele şi în condiţiile prevăzute în prezentul contract; c) să sisteze prestarea serviciilor de transport, în cazul în care utilizatorul reţelei nu respectă prevederile Codului reţelei; d) să refuze preluarea în SNT a gazelor naturale care nu respectă condiţiile minime de calitate prevăzute în Condiţiile tehnice; e) în cazul situaţiilor de alimentare de urgenţă, să asigure întreruperea consumatorilor întreruptibili, dacă utilizatorul reţelei nu face acest lucru. f) să factureze utilizatorilor reţelei contravaloarea serviciilor de transport prestate, cu respectarea tarifelor prevăzute în prezentul contract; g) să limiteze sau să întrerupă prestarea serviciilor de transport în scopul remedierii avariilor apărute în SNT, cu informarea utilizatorului reţelei în maxim 6 ore; h) să limiteze sau să întrerupă prestarea serviciilor de transport, în cazul în care preluarea zilnică totală de energie înregistrează o variaţie mai mare sau egală cu 15% faţă de nominalizare timp de 2 zile gaziere consecutive; i) să răspundă şi să soluţioneze sesizările utilizatorului de reţea, referitoare la prestarea serviciilor de transport, în condiţiile prevăzute de legislaţia în vigoare; j) toate celelalte drepturi astfel cum acestea sunt prevăzute în Codul reţelei. Art. 7. - OST are următoarele obligaţii: a) să anunţe utilizatorul reţelei în legătură cu eventualele limitări/întreruperi în prestarea serviciilor de transport în caz de neîndeplinire a obligaţiilor de plată; b) să reia prestarea serviciilor de transport în termen de 24 de ore de la data îndeplinirii obligaţiilor de plată; c) să preia, să transporte şi să livreze utilizatorului de reţea cantităţile de energie, sub condiţia respectării nivelurile de presiune prevăzute în contract şi în conformitate cu nominalizările/renominalizările aprobate; d) să livreze gazele naturale la ieşirea din SNT cu respectarea condiţiilor de calitate a gazelor naturale prevăzute în Condiţiile tehnice; e) să iniţieze modificarea şi/sau completarea prezentului contract, în cazul modificării circumstanţelor care au stat la baza încheierii acestuia; f) toate celelalte obligaţii astfel cum acestea sunt prevăzute în Codul Reţelei. VII. - Drepturile şi obligaţiile utilizatorului reţelei Art. 8. - Utilizatorul reţelei are următoarele drepturi: a) să returneze voluntar sau să transfere capacitatea aprobată, în conformitate cu prevederile din Codul reţelei; b) să transfere cantităţi de gaze naturale, în conformitate cu prevederile din Codul reţelei; c) să solicite şi să primească de la OST sumele aferente pentru neasigurarea capacităţii rezervate şi, respectiv, pentru livrarea sub nominalizarea/renominalizarea aprobată, în conformitate cu prevederile Codului reţelei. d) de a refuza să preia la punctele de ieşire din SNT gazele naturale care nu respectă condiţiile de calitate prevăzute în Condiţiile tehnice; e) să solicite OST să modifice prezentul contract în cazul modificării circumstanţelor care au stat la baza încheierii acestuia; f) toate celelalte drepturi astfel cum acestea sunt prevăzute în Codul reţelei. Art. 9. - Utilizatorul reţelei are următoarele obligaţii: a) să plătească integral şi la termen facturile emise de OST, reprezentând contravaloarea serviciilor de transport prestate; b) să accepte reducerea temporară a capacităţii şi a nominalizării/renominalizării aprobate în punctele de intrare, în cazul nerespectării condiţiilor de calitate a gazelor naturale şi/sau a presiunilor prevăzute în Anexa 3 la prezentul contract. c) să anunţe OST, prin intermediul nominalizării/renominalizării, în legătură cu partenerul desemnat şi respectiv cu cantităţile de energie aferente acestuia; d) să ia toate măsurile necesare, prin furnizori şi operatorii de sistem, în vederea asigurării limitării/întreruperii livrărilor de energie către clienţii săi, inclusiv pentru consumatorii întreruptibili, cu respectarea legislaţiei în vigoare; e) să livreze gazele naturale la intrarea în SNT cu respectarea condiţiilor de calitate a gazelor naturale prevăzute în Condiţiile tehnice. f) toate celelalte obligaţii astfel cum acestea sunt prevăzute în Codul reţelei. VIII. - Garanţii Art. 10. - (1) Garanţiile constituite în vederea îndeplinirii obligaţiilor contractuale sunt prevăzute în Codul Reţelei. (2) Suplimentar faţă de prevederile alin. (1), părţile pot să îşi prezinte reciproc unul sau mai multe instrumente de garantare a obligaţiilor asumate prin contract. (3) Instrumentele de garantare prevăzute la alin. 2 sunt constituite în condiţii de echivalenţă. IX. - Programul de transport Art. 11. - (1) Programul de transport este prevăzut în anexa nr. 3 la prezentul contract. (2) Programul de transport poate fi modificat în conformitate cu procedura prevăzută de Codul reţelei. (3) Părţile au obligaţia să respecte presiunea minimă/maximă, în punctele de intrare/ieşire, astfel cum aceasta este prevăzută în prezentul contract; (4) OST poate accepta depăşirea presiunii la punctele de intrare dacă operarea în aceste condiţii nu afectează transportul pentru alţi utilizatori ai reţelei. X. - Clauza de confidenţialitate Art. 12. - (1) Părţile sunt obligate să păstreze confidenţialitatea datelor, documentelor şi a informaţiilor obţinute din derularea contractului. (2) Sunt exceptate de la prevederile alin. (1), următoarele date, documente şi informaţii: - cele care pot fi dezvăluite, în conformitate cu prevederile Codului Reţelei; - cele pentru a căror dezvăluire s-a primit acordul scris al celeilalte părţi contractante; - cele solicitate de organele abilitate ale statului, în baza unei obligaţii legale de informare. (3) Prevederile prezentului articol vor rămâne în vigoare o perioadă de cinci ani de la încetarea raporturilor contractuale. XI. - Răspundere contractuală Art. 13. - (1) Neîndeplinirea obligaţiei de plată a facturilor, în termenul prevăzut la alin. (5) al art. 5, atrage: a) perceperea unei cote a majorărilor de întârziere, calculată asupra valorii neachitate, egală cu nivelul majorărilor de întârziere datorate pentru neplata la termen a obligaţiilor bugetare, pentru fiecare zi de întârziere, începând cu a 16-a zi calendaristică de la data emiterii facturii până la achitarea integrală a acesteia, inclusiv ziua plăţii, în cazul neîndeplinirii obligaţiei de plată în termen de 15 zile calendaristice de la data scadenţei; b) limitarea prestării serviciului de transport al gazelor naturale începând cu a 26-a zi de la data emiterii facturii, cu preaviz de 5 zile calendaristice, în cazul neîndeplinirii obligaţiei de plată; c) întreruperea prestării serviciului de transport al gazelor naturale, cu preaviz de 3 zile calendaristice, începând cu ziua imediat următoare expirării termenului de 15 zile calendaristice prevăzut la lit. a), în cazul neîndeplinirii obligaţiei de plată. (2) În cazul în care data scadenţei sau ziua imediat următoare expirării termenului de graţie este zi nelucrătoare, termenele prevăzute la alin. (1) se decalează în mod corespunzător. Art. 14. - (1) În situaţia în care, pe parcursul lunii de livrare, utilizatorul de reţea nu asigură condiţiile de calitate a gazelor naturale în punctele de intrare în SNT, cel puţin la nivelul prevăzut în Condiţiile tehnice, operatorul sistemului de transport este îndrituit să solicite şi să primească o sumă egală cu 0,5% din contravaloarea gazelor naturale, exprimată în unităţi de energie, predate la intrarea în SNT şi care se află în condiţii de calitate sub cele prevăzute în Condiţiile tehnice; contravaloarea gazelor naturale, exprimată în unităţi de energie, este calculată prin înmulţirea cantităţii de gaze naturale, exprimată în unităţi de energie, consemnată în procesul-verbal încheiat la intrarea în SNT, corespunzător perioadei de neasigurare a calităţii, cu suma fixă unitară pentru acoperirea costurilor de achiziţie a gazelor naturale, exprimată în RON/unităţi de energie, evaluată de ANRE în perioada respectivă. (2) În cazul în care suma prevăzută la alin. (1) nu acoperă integral prejudiciul înregistrat, operatorul sistemului de transport are dreptul să solicite şi să primească suplimentar daune-interese, până la acoperirea integrală a prejudiciului cauzat, pentru situaţia în care utilizatorul reţelei nu îşi îndeplineşte din culpă obligaţiile în cauză, precum şi orice alte obligaţii stabilite prin prezentul contract. Art. 15. - În cazul în care utilizatorul de reţea, la cererea operatorului sistemului de transport, nu cedează voluntar/nu recurge la facilitatea de transfer a capacităţii rezervată şi neutilizată, procedându-se la transferul obligatoriu de capacitate, utilizatorul de reţea este obligat la plata a 5% din capacitatea transferată, pentru perioada cuprinsă între data transferului obligatoriu de capacitate şi aceea a încetării contractului. Art. 16. - (1) Utilizatorul de reţea este îndrituit să solicite şi să primească: a) o sumă determinată în funcţie de tariful pentru livrare sub nominalizare, în conformitate cu prevederile Codului reţelei, în cazul livrării în punctele de ieşire din SNT sub nominalizarea/renominalizarea aprobată. b) o sumă determinată în funcţie de tariful pentru livrare sub capacitatea rezervată, în conformitate cu prevederile Codului reţelei, în cazul în care operatorul sistemului de transport nu menţine la dispoziţia utilizatorului reţelei întreaga capacitate de transport rezervată de acesta. c) o sumă egală cu 0,5% din contravaloarea gazelor naturale, exprimată în unităţi de energie, predate la ieşirea din SNT şi care se află în condiţii de calitate sub cele prevăzute în Condiţiile tehnice, calculată prin înmulţirea cantităţii de gaze naturale, exprimată în unităţi de energie, consemnată în procesul-verbal încheiat la ieşirea din SNT, corespunzător perioadei de neasigurare a calităţii, cu suma fixă unitară pentru acoperirea costurilor de achiziţie a gazelor naturale, exprimată în RON/unităţi de energie, evaluată de ANRE în perioada respectivă; (2) În cazul în care suma prevăzută la alin (1) nu acoperă integral prejudiciul înregistrat, utilizatorul de reţea are dreptul să solicite şi să primească suplimentar daune-interese, până la acoperirea integrală a prejudiciului cauzat, pentru situaţia în care operatorul sistemului de transport nu îşi îndeplineşte din culpă obligaţia de prestare a serviciilor de transport al gazelor naturale, precum şi orice alte obligaţii stabilite prin prezentul contract. XII. - Forţa majoră Art. 17. - (1) Forţa majoră este acel eveniment viitor, absolut imprevizibil şi insurmontabil, care exonerează de răspundere oricare parte aflată în culpă. (2) Partea care invocă un caz de forţă majoră este obligată să îl notifice celeilalte părţi în termen de 48 de ore de la declanşarea evenimentului şi să remită documentele justificative în termen de 10 zile calendaristice de la încetarea evenimentului. De asemenea, partea în cauză este obligată să ia măsurile posibile în vederea limitării consecinţelor produse de un asemenea eveniment. (3) Cazurile de forţă majoră vor fi certificate de Camera de Comerţ şi Industrie a României. (4) În cazul în care forţa majoră nu încetează în termen de 30 de zile calendaristice, părţile au dreptul să solicite încetarea de plin drept a contractului, fără ca vreuna din ele să aibă dreptul de a pretinde dezdăunări. XIII. - Încetarea contractului Art. 18. - (1) Prezentul contract încetează: a) la încheierea perioadei de valabilitate a contractului; b) prin acordul părţilor; c) în cazul neîndeplinirii uneia din cerinţele privind accesul la serviciile de transport în SNT, prevăzute de Codul reţelei; d) în cazul returnării voluntare a capacităţii aprobate totale, în conformitate cu Codul Reţelei; e) în cazul transferului obligatoriu al capacităţii totale aprobate în conformitate cu condiţiile prevăzute de Codul reţelei; f) prin denunţare unilaterală, în cazul neîndeplinirii de utilizatorul reţelei/OST a obligaţiei de plată a serviciilor prestate, respectiv de prestare a serviciilor angajate; g) prin denunţare în caz de iniţiere a procedurilor de faliment, dizolvare, lichidare sau retragere a licenţei, după caz, a partenerului contractual; h) în urma unui caz de forţă majoră, conform contractului. (2) Încetarea prezentului contract nu are nici un efect asupra obligaţiilor contractuale care decurg din executarea contractului până la încetarea acestuia. XIV. - Notificări Art. 19. - (1) Părţile sunt obligate ca pe parcursul derulării prezentului contract să îşi notifice reciproc, la sediul prevăzut în partea introductivă a prezentului contract, orice modificare a circumstanţelor avute în vedere la data semnării acestuia. (2) Termenul de notificare este de maximum 5 zile calendaristice de la data producerii modificării de circumstanţe, dacă prin prezentul contract nu se prevede alt termen. (3) Modalităţile de notificare sunt stabilite de către părţi de comun acord, cu respectarea prevederilor Codului Reţelei. XV. - Legislaţie aplicabilă şi soluţionarea litigiilor Art. 20. - (1) Prevederile prezentului contract se supun legislaţiei române în vigoare şi se interpretează în conformitate cu aceasta. (2) Părţile convin ca toate neînţelegerile privind valabilitatea, interpretarea, executarea şi încetarea contractului să fie soluţionate pe cale amiabilă. În cazul în care nu se reuşeşte soluţionarea pe cale amiabilă, litigiile vor fi soluţionate de instanţele judecătoreşti competente. XVI. - Cesionarea contractului Art. 21. - (1) Nici una dintre părţi nu va putea ceda unui terţ, în orice mod, în tot sau în parte, drepturile şi/sau obligaţiile sale decurgând din prezentul contract decât cu acordul scris al celeilalte părţi, care nu poate fi refuzat nemotivat. (2) Notificarea intenţiei de cesionare se înaintează celeilalte părţi cu minimum 10 zile lucrătoare înaintea datei de cesionare planificate. (3) Partea notificată are obligaţia de a răspunde motivat în termen de maximum 5 zile lucrătoare de la data înregistrării notificării. (4) În situaţia în care partea notificată nu răspunde sau, după caz, nu răspunde motivat, în termenul prevăzut la alin. (3), intenţia de cesionare este considerată acceptată. XVII. - Alte clauze Art. 22. - Prezentul contract poate fi modificat sau completat cu acordul părţilor, sub condiţia respectării legislaţiei în vigoare. Art. 23. - Următoarele anexe fac parte integrantă din prezentul contract: - Anexa nr. 1: Tarife - Anexa nr. 2: Capacitatea rezervată; - Anexa nr. 3: Programul de transport Prezentul contract a fost încheiat astăzi, ............., în două exemplare originale egal autentice şi cu aceeaşi valoare juridică, şi fiecare parte declară că a primit un astfel de exemplar original. Notă: Clauzele din prezentul contract, aplicabile consumatorilor întreruptibili de gaze naturale, vor fi preluate exclusiv în cadrul contractelor încheiate între OST şi utilizatorii de reţea care au în portofoliul lor de clienţi, consumatori întreruptibili. Operator al sistemului de transport Utilizator al reţelei Reprezentant legal, Reprezentant legal, ANEXA 1 la contractul-cadru de transport al gazelor naturale TARIFE ANEXA 2 la contractul-cadru de transport al gazelor naturale CAPACITATEA REZERVATĂ*)────────── *) se va prelua modelul anexei nr. 4 la Codul reţelei────────── ANEXA 3 la contractul-cadru de transport al gazelor naturale PROGRAM DE TRANSPORT*)────────── *) se va prelua modelul anexei nr. 5 la Codul reţelei────────── ANEXA 2 (la Codul Reţelei pentru Sistemul Naţional de Transport a gazelor naturale) Declaraţia utilizatorului reţelei Subsemnatul [numele şi datele de identificare ale utilizatorului reţelei], parte la Contractul de transport nr. [●] încheiat între [numele utilizatorului reţelei] şi [numele OST] în data de [se va completa data] În conformitate cu prevederile Codului Reţelei, declar prin prezenta că: a) din câte cunosc, clienţii mei [datele de identificare ale clienţilor] au încheiat contracte de vânzare de gaze cu importatori corespunzător capacităţii solicitate şi pentru fiecare punct de intrare la import, la care am solicitat capacitate potrivit Cererii de capacitate nr. [●]. b) din câte cunosc, clienţii mei [datele de identificare ale clienţilor] au încheiat contracte de vânzare de gaze cu producători corespunzător capacităţii solicitate şi pentru fiecare punct de intrare la producţie, la care am solicitat capacitate potrivit Cererii de capacitate nr. [●]. c) am încheiat un contract de înmagazinare cu operatorul sistemului de înmagazinare de la punctul de intrare/ieşire [se va completa numele], corespunzător capacităţii solicitate pentru fiecare punct de intrare la înmagazinare în care am solicitat capacitate potrivit Cererii de capacitate nr. [●].
Utilizatorul reţelei Data:
Reprezentant autorizat
Semnătură:
Notă: Utilizatorul reţelei va alege dintre pct. a), b) sau c) în funcţie de solicitare ANEXA 3 (la Codul Reţelei pentru Sistemul Naţional de Transport a gazelor naturale) Solicitare de capacitate I. Parte solicitantă Utilizatorul reţelei: [numele şi datele de identificare ale utilizatorului reţelei] Persoana de contact*1): Contract de transport nr. [●]────────── *1) Persoana de contact pentru această solicitare.────────── II. Perioada de capacitate Capacitatea este solicitată pentru perioada: 1. [Zi gazieră]; [lună]; [an], ora 06.00 - 1. [zi gazieră]; [lună]; [an], ora 06.00 III. Informaţii privind capacitatea
Capacitatea este solicitată pentru următorul/următoarele punct/puncte de intrare/ieşire:
Punct de intrare
┌────┬───────────────────────────────────────┬──────────────────────────────────────────┐
│ │ │ Parametrii │
│Nr. │ ├────────────────────────┬─────────────────┤
│crt.│ Denumire punct de intrare │ Capacitate │ Presiune minimă │
│ │ ├────────────┬───────────┤ bar │
│ │ │ mii mc/zi │ PCS │ │
├────┼───────────────────────────────────────┼────────────┼───────────┼─────────────────┤
│ 1. │[nume] │ [valoare] │ [valoare] │ [valoare] │
└────┴───────────────────────────────────────┴────────────┴───────────┴─────────────────┘
Punct de de ieşire
┌────┬──────────────────────────────┬────────┬──────────────────────────────────────────┐
│ │ │ │ Parametrii │
│Nr. │ │ ├────────────────────────┬─────────────────┤
│crt.│ Denumire punct de ieşire │ OSD │ Capacitate │ Presiune minimă │
│ │ │ ├────────────────────────┤ bar │
│ │ │ │ kWh/zi │ │
├────┼──────────────────────────────┼────────┼────────────────────────┼─────────────────┤
│ 1. │[nume] │[nume] │ [valoare] │ [valoare] │
└────┴──────────────────────────────┴────────┴────────────────────────┴─────────────────┘
Este solicitată o cantitate orară maximă de: ...... (mii mc/h) corespunzătoare unei
cantităţi de ....... kWh/h.
Din capacitatea solicitată la punctele de ieşire, următoarea va fi cu alimentare de
urgenţă întreruptibilă:
┌────┬─────────────────────────────┬────────┬──────────────────────────────────────────┐
│ │ │ │ Parametrii │
│Nr. │ │ ├────────────────────────┬─────────────────┤
│crt.│ Denumire punct de ieşire │ OSD │ Capacitate │ Presiune minimă │
│ │ │ ├────────────────────────┤ bar │
│ │ │ │ kWh/zi │ │
├────┼─────────────────────────────┼────────┼────────────────────────┼─────────────────┤
│ 1. │[nume] │[nume] │ [valoare] │ [valoare] │
└────┴─────────────────────────────┴────────┴────────────────────────┴─────────────────┘
IV. Informaţii suplimentarePentru capacitatea de la punctele de intrare: 1. Partenerul/clienţii UR trebuie specificat(i). 2. Se vor ataşa declaraţii conform modelului din Anexa nr. 2 la Codul reţelei.
Utilizatorul reţelei Data:
Reprezentant autorizat
Semnătură:
ANEXA 4 (la Codul Reţelei pentru Sistemul Naţional de Transport a gazelor naturale) Notificare ([] de aprobare/[] de refuz) Subsemnatul [numele şi datele de identificare ale OST], [] Aprob prin prezenta pentru [numele şi datele de identificare ale utilizatorului reţelei] rezervarea următoarei capacităţi: [] În baza art. 64 din Legea gazelor, refuz prin prezenta pentru [numele şi datele de identificare ale utilizatorului reţelei] rezervarea următoarei capacităţi:
Punct de intrare
┌────┬────────────────────────────────────┬─────────────────────────────────────────────┐
│ │ │ Parametrii │
│Nr. │ ├───────────────────────────┬─────────────────┤
│crt.│ Denumire punct de intrare │ Capacitate │ Presiune minimă │
│ │ ├─────────────┬─────────────┤ bar │
│ │ │ mii mc/zi │ PCS │ │
├────┼────────────────────────────────────┼─────────────┼─────────────┼─────────────────┤
│ 1. │[nume] │ [valoare] │ [valoare] │ [valoare] │
└────┴────────────────────────────────────┴─────────────┴─────────────┴─────────────────┘
o cantitate orară maximă de: ......... (mc/h), corespunzătoare unei cantităţi
de ............ kWh/h.
Punct de ieşire
┌────┬──────────────────────────┬──────────┬────────────────────────────────────────────┐
│ │ │ │ Parametrii │
│Nr. │ │ partener ├──────────────────────────┬─────────────────┤
│crt.│ Denumire punct de ieşire │ UR/OSD/ │ Capacitate │ Presiune minimă │
│ │ │Consumator├──────────────────────────┤ bar │
│ │ │ │ kWh/zi │ │
├────┼──────────────────────────┼──────────┼──────────────────────────┼─────────────────┤
│ 1. │[nume] │[nume] │ [valoare] │ [valoare] │
└────┴──────────────────────────┴──────────┴──────────────────────────┴─────────────────┘
o cantitate orară maximă de: .......... (mc/zi) corespunzătoare unei cantităţi
de .......... kWh/h.
[] În termen de (cinci) 5 zile de la data prezentei, vă vom transmite două exemplare ale Contractului de transport, în vederea semnării de către dumneavoastră sau transmiterii de observaţii. [] solicitată prin cererea de capacitate înregistrată sub nr. [se va insera numărul de înregistrare al cererii de capacitate] din cauza [se va insera motivul specific de refuz în conformitate cu art. 64 din Legea gazelor sau Codul reţelei].
OST Data:
Reprezentant autorizat
Semnătură:
ANEXA 5 (la Codul Reţelei pentru Sistemul Naţional de Transport a gazelor naturale) Program de transport Subsemnatul [numele şi datele de identificare ale utilizatorului reţelei], prin prezenta vă informăm în legătură cu programul nostru de transport anual în conformitate cu prevederile Codului reţelei. În acest sens, vă comunicăm mai jos cantităţile lunare ca urmare a Contractului de transport nr. [●] încheiat între [numele utilizatorului reţelei] şi [numele OST] în data de [se va insera data] după cum urmează:
┌────┬────────┬────────────────┬───────────┬─────┬──────┬───────┬──────┬──────┬──────┬─────┬──────┬──────┬─────┬───┬─────┐
│ │Denumire│ │ partener │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│Nr. │punct de│ Parametrii │ UR/ │Iulie│August│Septem-│Octom-│Noiem-│Decem-│Ianu-│Febru-│Martie│Apri-│Mai│Iunie│
│crt.│intrare │ │Producător/│ │ │ brie │ brie │ brie │ brie │arie │arie │ │lie │ │ │
│ │ │ │ Furnizor │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
├────┼────────┼─────────┬──────┼───────────┼─────┼──────┼───────┼──────┼──────┼──────┼─────┼──────┼──────┼─────┼───┼─────┤
│ │ │ │mii mc│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│ │ │Cantitate├──────┤ ├─────┼──────┼───────┼──────┼──────┼──────┼─────┼──────┼──────┼─────┼───┼─────┤
│ │ │ │ PCS │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│ │ ├─────────┼──────┤ ├─────┼──────┼───────┼──────┼──────┼──────┼─────┼──────┼──────┼─────┼───┼─────┤
│1. │ [nume] │ │minimă│ [nume] │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│ │ │ │ bar │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│ │ │Presiune ├──────┤ ├─────┼──────┼───────┼──────┼──────┼──────┼─────┼──────┼──────┼─────┼───┼─────┤
│ │ │ │maximă│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│ │ │ │ bar │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
└────┴────────┴─────────┴──────┴───────────┴─────┴──────┴───────┴──────┴──────┴──────┴─────┴──────┴──────┴─────┴───┴─────┘
┌────┬────────┬────────────────┬───────────┬─────┬──────┬───────┬──────┬──────┬──────┬─────┬──────┬──────┬─────┬───┬─────┐
│ │Denumire│ │ partener │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│Nr. │punct de│ Parametrii │ UR/OSD/ │Iulie│August│Septem-│Octom-│Noiem-│Decem-│Ianu-│Febru-│Martie│Apri-│Mai│Iunie│
│crt.│ ieşire │ │Consumator │ │ │ brie │ brie │ brie │ brie │arie │arie │ │lie │ │ │
│ │ │ │ direct │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
├────┼────────┼─────────┬──────┼───────────┼─────┼──────┼───────┼──────┼──────┼──────┼─────┼──────┼──────┼─────┼───┼─────┤
│ │ │Cantitate│ kWh │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│ │ ├─────────┼──────┤ ├─────┼──────┼───────┼──────┼──────┼──────┼─────┼──────┼──────┼─────┼───┼─────┤
│ │ │ │minimă│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│1. │ [nume] │ │ bar │ [nume] │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│ │ │Presiune ├──────┤ ├─────┼──────┼───────┼──────┼──────┼──────┼─────┼──────┼──────┼─────┼───┼─────┤
│ │ │ │maximă│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│ │ │ │ bar │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
└────┴────────┴─────────┴──────┴───────────┴─────┴──────┴───────┴──────┴──────┴──────┴─────┴──────┴──────┴─────┴───┴─────┘
Vă rugăm să aveţi în vedere că acest program de transport este obligatoriu pentru anul gazier [●], exceptând cazul în care este amendat denoi în scris potrivit termenilor şi condiţiilor Codului reţelei.
Utilizatorul reţelei Data:
Reprezentant autorizat
Semnătură:
ANEXA 6 (la Codul Reţelei pentru Sistemul Naţional de Transport a gazelor naturale) Notificare de schimbare a programului de transport nr. ........ din data ........... Subsemnatul [numele şi datele de identificare ale utilizatorului reţelei], prin prezenta vă informăm în legătură cu modificarea programului nostru de transport anual în conformitate cu prevederile Codului reţelei. În acest sens, vă comunicăm mai jos noua capacitate:
┌────┬────────┬────────────────┬───────────┬─────┬──────┬───────┬──────┬──────┬──────┬─────┬──────┬──────┬─────┬───┬─────┐
│ │Denumire│ │ partener │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│Nr. │punct de│ Parametrii │ UR/ │Iulie│August│Septem-│Octom-│Noiem-│Decem-│Ianu-│Febru-│Martie│Apri-│Mai│Iunie│
│crt.│intrare │ │Producător/│ │ │ brie │ brie │ brie │ brie │arie │arie │ │lie │ │ │
│ │ │ │ Furnizor │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
├────┼────────┼─────────┬──────┼───────────┼─────┼──────┼───────┼──────┼──────┼──────┼─────┼──────┼──────┼─────┼───┼─────┤
│ │ │ │mii mc│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│ │ │Cantitate├──────┤ ├─────┼──────┼───────┼──────┼──────┼──────┼─────┼──────┼──────┼─────┼───┼─────┤
│ │ │ │ kWh │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│ │ ├─────────┼──────┤ ├─────┼──────┼───────┼──────┼──────┼──────┼─────┼──────┼──────┼─────┼───┼─────┤
│1. │ [nume] │ │minimă│ [nume] │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│ │ │ │ bar │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│ │ │Presiune ├──────┤ ├─────┼──────┼───────┼──────┼──────┼──────┼─────┼──────┼──────┼─────┼───┼─────┤
│ │ │ │maximă│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│ │ │ │ bar │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
└────┴────────┴─────────┴──────┴───────────┴─────┴──────┴───────┴──────┴──────┴──────┴─────┴──────┴──────┴─────┴───┴─────┘
┌────┬────────┬────────────────┬───────────┬─────┬──────┬───────┬──────┬──────┬──────┬─────┬──────┬──────┬─────┬───┬─────┐
│ │Denumire│ │ partener │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│Nr. │punct de│ Parametrii │ UR/OSD/ │Iulie│August│Septem-│Octom-│Noiem-│Decem-│Ianu-│Febru-│Martie│Apri-│Mai│Iunie│
│crt.│ ieşire │ │Consumator │ │ │ brie │ brie │ brie │ brie │arie │arie │ │lie │ │ │
│ │ │ │ direct │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
├────┼────────┼─────────┬──────┼───────────┼─────┼──────┼───────┼──────┼──────┼──────┼─────┼──────┼──────┼─────┼───┼─────┤
│ │ │Cantitate│ kWh │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│ │ ├─────────┼──────┤ ├─────┼──────┼───────┼──────┼──────┼──────┼─────┼──────┼──────┼─────┼───┼─────┤
│ │ │ │minimă│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│1. │ [nume] │ │ bar │ [nume] │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│ │ │Presiune ├──────┤ ├─────┼──────┼───────┼──────┼──────┼──────┼─────┼──────┼──────┼─────┼───┼─────┤
│ │ │ │maximă│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│ │ │ │ bar │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
└────┴────────┴─────────┴──────┴───────────┴─────┴──────┴───────┴──────┴──────┴──────┴─────┴──────┴──────┴─────┴───┴─────┘
Utilizatorul reţelei Data:
Reprezentant autorizat
Semnătură:
ANEXA 7 (la Codul Reţelei pentru Sistemul Naţional de Transport a gazelor naturale) Nominalizare/Renominalizare Subsemnatul [numele şi datele de identificare ale utilizatorului reţelei], parte la Contractul de transportnr. [●] încheiat între [numele utilizatorului reţelei] şi [numele OST] în data de [se va completa data] În conformitate cu prevederile Codului reţelei, vă rugăm să luaţi notă că nominalizarea/renominalizarea noastră pentru săptămâna gazieră [●] este următoarea:
┌────┬────────┬────────────────┬───────────┬────────┬───────┬────────┬────────┬────────┬────────┬───────┐
│ │Denumire│ │ partener │ │ │ │ │ │ │ │
│Nr. │punct de│ Parametrii │ UR/ │MIERCURI│ JOI │ VINERI │SÂMBĂTĂ │DUMINICĂ│ LUNI │ MARŢI │
│crt.│intrare │ │Producător/│ │ │ │ │ │ │ │
│ │ │ │ Furnizor │ │ │ │ │ │ │ │
├────┼────────┼─────────┬──────┼───────────┼────────┼───────┼────────┼────────┼────────┼────────┼───────┤
│ │ │ │mii mc│ │ │ │ │ │ │ │ │
│ │ │Cantitate├──────┤ ├────────┼───────┼────────┼────────┼────────┼────────┼───────┤
│ │ │ │ kWh │ │ │ │ │ │ │ │ │
│ │ ├─────────┼──────┤ ├────────┼───────┼────────┼────────┼────────┼────────┼───────┤
│1. │ [nume] │ │minimă│ [nume] │ │ │ │ │ │ │ │
│ │ │ │ bar │ │ │ │ │ │ │ │ │
│ │ │Presiune ├──────┤ ├────────┼───────┼────────┼────────┼────────┼────────┼───────┤
│ │ │ │maximă│ │ │ │ │ │ │ │ │
│ │ │ │ bar │ │ │ │ │ │ │ │ │
└────┴────────┴─────────┴──────┴───────────┴────────┴───────┴────────┴────────┴────────┴────────┴───────┘
┌────┬────────┬────────────────┬───────────┬────────┬───────┬────────┬────────┬────────┬────────┬───────┐
│Nr. │Denumire│ │ partener │ │ │ │ │ │ │ │
│crt.│punct de│ Parametrii │ UR/OSD/ │MIERCURI│ JOI │ VINERI │SÂMBĂTĂ │DUMINICĂ│ LUNI │ MARŢI │
│ │ ieşire │ │Consumator │ │ │ │ │ │ │ │
├────┼────────┼─────────┬──────┼───────────┼────────┼───────┼────────┼────────┼────────┼────────┼───────┤
│ │ │Cantitate│ kWh │ │ │ │ │ │ │ │ │
│ │ ├─────────┼──────┤ ├────────┼───────┼────────┼────────┼────────┼────────┼───────┤
│ │ │ │minimă│ │ │ │ │ │ │ │ │
│1. │ [nume] │ │ bar │ [nume] │ │ │ │ │ │ │ │
│ │ │Presiune ├──────┤ ├────────┼───────┼────────┼────────┼────────┼────────┼───────┤
│ │ │ │maximă│ │ │ │ │ │ │ │ │
│ │ │ │ bar │ │ │ │ │ │ │ │ │
└────┴────────┴─────────┴──────┴───────────┴────────┴───────┴────────┴────────┴────────┴────────┴───────┘
Confirmăm prin prezenta că aceasta reprezintă singura nominalizare pentru săptămâna [●], declarăm că ea respectă condiţiile din Codul reţelei şi aşteptăm aprobarea dvs. pentru valorile susmenţionate. Ne rezervăm totodată dreptul de a face renominalizare în conformitate cu prevederile Codului reţelei.
Utilizatorul reţelei Data:
Reprezentant autorizat
Semnătură:
ANEXA 8 (la Codul Reţelei pentru Sistemul Naţional de Transport a gazelor naturale) Cerere de transfer de capacitate Subsemnatul [numele şi datele de identificare ale utilizatorului reţelei], parte la Contractul detransport nr. [●) încheiat între [numele utilizatorului reţelei] şi [numele OST] în data de [se vacompleta data], în calitate de utilizator al reţelei care transferă, şi Subsemnatul [numele şi datele de identificare ale utilizatorului reţelei], parte la Contractul detransport nr. [●) încheiat între [numele utilizatorului reţelei] şi [numele OST] în data de [se vacompleta data], în calitate de utilizator al reţelei care beneficiază de transfer, Solicităm prin prezenta transferarea următoarei capacităţi de la utilizatorul reţelei care transferăla utilizatorul reţelei beneficiar de transfer începând cu data de [se va completa data].
Punct de intrare
┌────┬────────────────────────────────────┬─────────────────────────────────────────────┐
│ │ │ Parametrii │
│Nr. │ ├───────────────────────────┬─────────────────┤
│crt.│ Denumire punct de intrare │ Capacitate │ Presiune minimă │
│ │ ├─────────────┬─────────────┤ bar │
│ │ │ mii mc/zi │ PCS │ │
├────┼────────────────────────────────────┼─────────────┼─────────────┼─────────────────┤
│ 1. │[nume] │ [valoare] │ [valoare] │ [valoare] │
└────┴────────────────────────────────────┴─────────────┴─────────────┴─────────────────┘
o cantitate orară maximă de: ..... (mc/zi) corespunzătoare unei cantităţi de ...... kWh/h.
Punct de de ieşire
┌────┬──────────────────────────┬──────────┬─────────────────────────────────────────────┐
│ │ │ │ Parametrii │
│Nr. │ │ partener ├───────────────────────────┬─────────────────┤
│crt.│ Denumire punct de ieşire │ UR/OSD/ │ Capacitate │ Presiune minimă │
│ │ │Consumator├───────────────────────────┤ bar │
│ │ │ │ kWh/zi │ │
├────┼──────────────────────────┼──────────┼───────────────────────────┼─────────────────┤
│ 1. │[nume] │[nume] │ [valoare] │ [valoare] │
└────┴──────────────────────────┴──────────┴───────────────────────────┴─────────────────┘
o cantitate orară maximă de: ...... (mc/zi) corespunzătoare unei cantităţi de ...... kWh/h.
Din care următoarea capacitate cu alimentare de urgenţă întreruptibilă:
┌────┬──────────────────────────┬──────────┬─────────────────────────────────────────────┐
│ │ │ │ Parametrii │
│Nr. │ │ partener ├───────────────────────────┬─────────────────┤
│crt.│ Denumire punct de ieşire │ UR/OSD/ │ Capacitate │ Presiune minimă │
│ │ │Consumator├───────────────────────────┤ bar │
│ │ │ │ kWh/zi │ │
├────┼──────────────────────────┼──────────┼───────────────────────────┼─────────────────┤
│ 1. │[nume] │[nume] │ [valoare] │ [valoare] │
└────┴──────────────────────────┴──────────┴───────────────────────────┴─────────────────┘
Având în vedere cele de mai sus, vă rugăm să reţineţi că capacitatea rezervată a utilizatorului reţelei care transferă în conformitate cu Codul reţelei este de [●) ca urmare a aprobării date de OST sub nr. [●), ataşată la prezenta ca Anexa 1. se modifică în mod corespunzător.Justificarea acestei cereri de transfer de capacitate este că [se vor enumera motivele]
Utilizatorul reţelei care transferă Data:
Reprezentant autorizat
Semnătură:
Utilizatorul reţelei care beneficiază de transfer
Reprezentant autorizat
Semnătură:
ANEXA 9 (la Codul Reţelei pentru Sistemul Naţional de Transport a gazelor naturale) CONDIŢII TEHNICE PENTRU EXPLOATAREA PUNCTELOR DE MĂSURARE A CANTITĂŢILOR DE GAZE NATURALE LA INTRAREA ÎN/IEŞIREA DIN SNT CAP. 1 Condiţii generale 1.1. Condiţiile tehnice pentru exploatarea punctelor de măsurare a cantităţilor de gaze naturale la intrarea în/ieşirea din SNT, denumite în continuare Condiţii tehnice, fac parte integrantă din Codul de reţelei şi stabilesc: a) drepturile şi obligaţiile OST, UR şi partenerilor UR privind exploatarea punctelor de intrare în/ ieşire din SNT; b) schimbul de date dintre OST, UR şi partenerilor UR necesare operării şi utilizării SNT în condiţii de siguranţă şi eficienţă; c) metodele şi mijloacele de măsurare (contoare/sisteme de măsurare) a cantităţilor de gaze tranzacţionate; d) relaţiile de calcul utilizate pentru determinarea cantităţilor de gaze naturale; e) metode şi mijloacele de determinare a parametrilor de calitate a gazelor naturale. 1.2. Condiţiile tehnice se aplică în relaţiile dintre OST şi UR sau partenerii UR, fiind parte integrantă din contractul de transport al gazelor naturale nr. ....... din ........ . 1.3. Termenii utilizaţi în prezentele Condiţiile tehnice sunt definiţi în Legea gazelor nr. 351/2004, cu modificările şi completările ulterioare, precum şi în Codul reţelei. CAP. 2 Exploatarea punctelor de intrare în/ieşire din SNT 2.1. Exploatarea punctelor de intrare în/ieşire din SNT aparţinând OST, se realizează de către OST cu respectarea procedurilor de lucru întocmite în conformitate cu Manualul de Asigurarea a Calităţii şi legislaţia specifică din domeniu, şi constă în principal din următoarele activităţi: a) Asigurarea funcţionării în condiţii de siguranţă, securitate şi continuitate a alimentării a ansamblului instalaţiei tehnologice şi a echipamentelor aferente prin operarea şi întreţinerea acestora de către personal de specialitate, autorizat; b) Operarea instalaţiei tehnologice pentru asigurarea parametrilor stabiliţi pentru presiune, debit şi nivelul odorizării; c) Măsurarea şi determinarea cantităţilor de gaze naturale prin intermediul sistemelor de măsurare în punctele de intrare în/ieşire din SNT; d) Adaptarea componenţei şi configuraţiei sistemului de măsurare la cerinţele de presiune şi debit a gazelor naturale, în conformitate cu prevederile contractului de transport referitoare la capacitatea aprobată; e) Verificarea metrologică periodică a sistemelor de măsurare în conformitate cu prevederile legislaţiei în vigoare şi precizările din capitolul 4 al prezentelor Condiţii tehnice; f) Menţinerea şi completarea la zi a cărţii tehnice a instalaţiei tehnologice aferente punctului de intrare în/ieşire din SNT, care să conţină cel puţin: (1) descrierea generală a instalaţiei tehnologice, cu precizarea caracteristicilor tehnice şi a anului punerii în funcţiune; (2) schema tehnologică a instalaţiei tehnologice; (3) configuraţia geometrică a panoului de măsurare cu precizarea dimensiunilor; (4) sistemul de măsurare utilizat, cu precizarea caracteristicilor tehnice şi metrologice a tuturor componentelor; (5) delimitarea zonelor de exploatare cu evidenţierea zonelor clasificate ca fiind arii periculoase; (6) documente care atestă conformitatea sistemului de măsurare cu cerinţele legislaţiei metrologice în vigoare; g) Asigurarea securităţii măsurătorilor prin: (1) sigilarea sistemelor de măsurare conform schemei de sigilare din aprobarea de model; (2) izolarea etanşă a liniilor de măsurare aflate în rezervă, dacă acestea există, prin închiderea şi sigilarea robinetelor; (3) respectarea condiţiilor de funcţionare conform cărţii tehnice, a ansamblului instalaţiilor şi sistemelor de măsurare, prin sigilarea tuturor robineţilor în poziţiile de închis sau deschis complet, după caz; (4) protejarea prin parole software a datelor înregistrate de calculatoarele de debit; (5) protejarea şi sigilarea tuturor subansamblelor aparatelor şi traductoarelor care pot fi dereglate în decursul exploatării şi care pot afecta rezultatul măsurării gazelor naturale. h) Asigurarea pazei, integrităţii şi securităţii instalaţiei tehnologice aferente punctului de intrare în/ieşire din SNT; i) Asigurarea măsurilor de protecţia muncii, P.S.I. şi mediu în conformitate cu legislaţia specifică în vigoare. j) Menţinerea integrităţii jurnalului de calibrare şi completarea conform principiului: "Aşa am găsit, aşa am lăsat". k) Menţinerea integrităţii şi completarea jurnalului de configurare şi a jurnalului de avarii. 2.2. Drepturile şi obligaţiile OST şi ale UR sunt cele stabilite prin contractul de transport al gazelor naturale şi Codul reţelei. 2.3. În scopul derulării contractelor de transport, UR are responsabilitatea ca prin contractele încheiate cu partenerii acestuia, să prevadă obligaţii cu privire la exploatarea punctelor de măsurare a cantităţilor de gaze naturale şi a schimbului de date dintre aceştia. 2.4. Pentru exploatarea punctelor de măsurare a cantităţilor de gaze naturale la intrarea în SNT, OST UR şi partenerii UR au următoarele obligaţii specifice: A. Partenerii UR (producători, importatori, operatorii depozitelor de înmagazinare) în relaţia cu OST, au următoarele obligaţii: (1) Să permită accesul reprezentanţilor desemnaţi de către OST, la solicitarea scrisă a acestuia, în incinta instalaţiilor tehnologice pentru controlul sistemelor de măsurare şi verificarea metrologică a componentelor acestora, în prezenţa UR şi/sau partenerilor acestuia; (2) Să informeze OST despre modificarea planificată a regimurilor tehnologice de livrare a gazelor naturale, cu minim 24 ore înainte; (3) Să comunice în cel mai scurt timp OST apariţia situaţiilor de avarie, care afectează regimul tehnologic din SNT, precum şi măsurile luate pentru remediere; B. OST faţă de UR şi partenerii acestuia are următoarele obligaţii: (1) Să informeze UR şi partenerii acestuia (producători, importatori, operatorii depozitelor de înmagazinare) cu minim 24 ore înainte, despre modificarea regimului tehnologic a gazelor naturale preluate în vederea transportului; (2) Să comunice în cel mai scurt timp producătorului, importatorului, operatorului depozitului de înmagazinare, după caz, apariţia situaţiilor deosebite în funcţionarea SNT, care afectează regimul tehnologic şi măsurile luate pentru remedierea acestora; (3) Să permită accesul UR şi/sau partenerilor acestuia la solicitarea scrisă a acestora, în incinta instalaţiilor tehnologice pentru controlul sistemelor de măsurare şi verificarea metrologică a componentelor acestora, în prezenţa delegaţilor OST. (4) Să monteze în aval de sistemele de măsurare clapete de curgere unisens, în toate cazurile unde este posibilă o curgere bidirecţională a gazelor naturale care afectează măsurarea 2.5. Pentru exploatarea punctelor de măsurare a cantităţilor de gaze naturale la ieşirea din SNT, OST UR şi partenerii UR au următoarele obligaţii specifice: A. OST faţă de UR şi partenerii acestuia (operatorii sistemelor de distribuţie, operatorii depozitelor de înmagazinare, consumatorii racordaţi direct la SNT) are următoarele obligaţii: (1) Să permită accesul reprezentanţilor desemnaţi de către UR şi/sau partenerii acestuia, la solicitarea scrisă a acestora, în incinta instalaţiilor tehnologice pentru controlul sistemelor de măsurare şi verificarea metrologică a componentelor acestora, în prezenţa delegaţilor OST; (2) Să informeze UR şi partenerii acestuia, despre modificarea planificată a regimurilor tehnologice de livrare a gazelor naturale, cu minim 24 ore înainte; (3) Să comunice în cel mai scurt timp UR şi partenerii acestuia apariţia situaţiilor de avarie, care afectează regimul tehnologic în SNT, precum şi măsurile luate pentru remediere; B. UR şi partenerii acestuia în relaţia cu OST, au obligaţia să comunice în cel mai scurt timp OST apariţia situaţiilor deosebite apărute în funcţionarea sistemelor adiacente conectate la SNT care afectează regimul tehnologic şi măsurile luate pentru îndepărtarea acestora. 2.6. Dotarea tehnică a punctelor de intrare în/ieşire din SNT se realizează de către proprietarul/operatorul acestora, pe cheltuiala sa, cu respectarea condiţiilor stipulate în Regulamentul de măsurare a cantităţilor de gaze naturale tranzacţionate pe piaţa angro şi la capitolul 3 din prezentele Condiţii tehnice. 2.7. Exploatarea punctelor de ieşire din SNT se va face numai de către OST, indiferent de proprietarul acestora, în conformitate cu licenţa de transport al gazelor naturale şi autorizaţia de funcţionare aferentă. CAP. 3 Măsurarea şi determinarea cantităţilor de gaze naturale 3.1. (1) Măsurarea comercială a cantităţilor de gaze naturale se face de către proprietarul/operatorul punctelor de intrare în/ieşire din SNT prin sisteme de măsurare, numite în continuare sisteme de măsurare de bază. (2) Sisteme de măsurare de bază utilizate trebuie să respecte condiţiile precizate în Regulamentul de măsurare a cantităţilor de gaze naturale tranzacţionate pe piaţa angro. 3.2. (1) Proprietarul/operatorul sistemelor de măsurare de bază la solicitarea celeilalte părţi va accepta ca aceasta să îşi monteze sisteme de măsurare proprii numite în continuare sisteme de control, cu clasa de exactitate comparabilă cu clasa de exactitate a sistemelor de bază, montate astfel încât să nu se influenţeze reciproc. (2) Montarea sistemelor de măsurare de control se face în conformitate cu prevederile Regulamentului de măsurare a cantităţilor de gaze naturale tranzacţionate pe piaţa angro. (3) Măsurarea cu sistemele de control nu este opozabilă măsurării cu sistemele de bază. 3.3. Prelevarea datelor pe baza cărora se determină cantităţile de gaze naturale ce intră în/ies din SNT, se efectuează pentru toate punctele de predare/preluare intrare şi respectiv de ieşire şi pentru toate sistemele de măsurare, la ora 6,00 a zilei gaziere. 3.4. (1) Cantităţile determinate prin măsurarea cu sistemele de bază vor fi consemnate în procese-verbale conform modelelor din Anexele 2.1 ... 2.7 şi comunicate zilnic părţilor (OST respectiv UR şi partenerii acestuia). (2) Pentru punctele de intrare în/ieşire din SNT, unde nu există sistem de măsurare de control, operatorul sistemului de măsurare de bază va pune la dispoziţie la cererea celeilalte părţi datele şi/sau diagramele înregistrate cel târziu până la încheierea procesului verbal de predare/preluare gaze săptămânal conform Anexelor nr. 2.1 ... 2.6. 3.5. În cazul în care părţile, din motive obiective şi justificate nu convin asupra valorilor obţinute se vor efectua verificări ale sistemelor de măsurare în conformitate cu capitolul 4 al prezentelor Condiţii tehnice. 3.6. (1) Proprietarul/Operatorul sistemelor de măsurare, aflate în punctele de intrare în SNT compara zilnic cantităţile măsurate de sistemele de măsurare, de bază şi de control (acolo unde acesta există). (2) Provizoriu, în cazul în care se constată diferenţe între cantităţile măsurate cu aparatul de bază şi respectiv cel de control, părţile vor conveni ca valoarea indicată de aparatul de bază să fie valoarea ce se raportează. (3) După stabilirea cauzelor care au generat diferenţa, dacă eroarea se datorează sistemului de mă surare de bază, valoarea raportată în conformitate cu alin. (2), se corectează pe cale amiabilă, în termen de 3 zile lucrătoare. Corecţiile realizate în acest caz se vor aplica de la data constatării diferenţelor. (4) Dacă momentul apariţiei diferenţei nu poate fi stabilit sau dacă părţile nu se pun de acord, corecţia se va efectua pentru o perioadă egală cu jumătate din perioada care a trecut de la efectuarea ultimei verificări, dar nu mai mult de 30 zile. 3.7. (1) Pentru punctele de intrare în SNT, producătorii/operatorii depozitelor de înmagazinare a gazelor naturale, după caz, au obligaţia transmiterii la OST a următoarelor informaţii: a) zilnic, până la ora 8,00, cantitatea de gaze naturale citită; b) Lunar, cel târziu până în a treia zi lucrătoare a lunii următoare celei de livrare, o copie după jurnalul de înregistrări lunar al calculatorului de debit electronic. (2) Jurnalul de înregistrări lunar al calculatorului de debit electronic constituie documentul de bază la stabilirea cantităţii de gaze predate în SNT. (3) Împreună cu jurnalul de înregistrări lunar a debitului de gaze naturale, va fi transmisă OST şi o copie a jurnalului de configurare al calculatorului electronic de debit. (4) Datele de configurare a calculatorului electronic de debit vor fi introduse în prezenţa reprezentanţilor părţilor. 3.8. (1) Contoarele cu turbina sau cu pistoane rotative utilizate în punctele de ieşire din SNT, se echipează cu corectoare de volum tip PTZ, în conformitate cu cerinţele tehnice prevăzute în Regulamentul de măsurare a cantităţilor de gaze naturale tranzacţionate pe piaţa angro. (2) Setarea corectoarelor PTZ precizate la alin. (1) se face în prezenţa părţilor. (3) La montarea contoarelor cu turbină sau a celor cu pistoane rotative trebuie respectate lungimile tronsoanelor amonte şi aval prevăzute în Regulamentul de măsurare a cantităţilor de gaze naturale tranzacţionate pe piaţa angro. 3.9. În cazul în care sistemele de bază nu îndeplinesc condiţiile pentru măsurarea cantităţilor de gaze naturale din cauze obiective, de comun acord se va conveni ca măsurarea comercială să se efectueze cu sistemele de control (acolo unde există), până la eliminarea cauzelor, cu respectarea condiţiilor privind accesul la informaţia de măsurare stipulată la art. 3.4 3.10. (1) Modificările în configuraţia sistemului de măsurare de bază se fac în prezenţa părţilor, la o dată stabilită de comun acord, cu cel puţin o zi înainte. (2) Modificările precizate la alin. (1) se dovedesc prin semnarea de către părţi, a procesului verbal de modificare a configurării sistemului de măsurare de bază, întocmit conform modelului prevăzut în Anexa 4.1, respectiv Anexa 4.2. În funcţie de modificările efectuate în configurarea sistemului de măsurare de bază se vor adapta şi valorile de calcul a cantităţilor de gaze naturale. (3) Modificările de configurare se actualizează în cartea tehnică a instalaţiei tehnologice, precizată la art. 2.1. lit. f). 3.11. (1) Utilizarea înregistratoarelor mecanice în tranzacţii comerciale la punctele de intrare în/ieşire din SNT, se interzice. (2) Operatorii punctelor de intrare în/ieşire din SNT au obligativitatea ca în termen de maxim 18 luni, de la intrarea în vigoare a Codului Reţelei, să înlocuiască înregistratoarelor mecanice existente care sunt utilizate în tranzacţiile comerciale. (3) Prin excepţie de la prevederile alin. (1) pe perioada specificată la alin. (2), se acceptă în tranzacţiile comerciale utilizarea înregistratoarelor mecanice existente. (4) Până la ieşirea din exploatare a înregistratoarelor mecanice, determinarea cantităţilor de gaze naturale cu acestea se face aplicând prevederile Anexei nr. 6 "Metodologia de calcul pentru sistem mecanic". CAP. 4 Verificarea sistemelor de măsurare a gazelor naturale 4.1. Supravegherea metrologică a utilizării şi verificarea metrologică periodică a sistemelor de măsurare se efectuează conform reglementărilor metrologice aplicabile, iar prezentarea la verificarea metrologică periodică este sarcina proprietarului. 4.2. (1) În cazul unor neînţelegeri cu privire la cantităţile de gaze naturale măsurate, părţile pot solicita verificarea metrologică a sistemelor utilizate, suplimentar faţă de verificarea metrologică periodică. (2) Dacă se constată că echipamentele funcţionează în limita toleranţelor admise prin clasa de exactitate, cheltuielile de verificare se suportă de către reclamant, în caz contrar, acestea vor fi suportate de către proprietarul acestora. 4.3. Rezultatele verificărilor, efectuate conform prevederilor pct. 4.2, se consemnează în procese verbale de verificare, semnate de ambele părţi, conform modelelor din Anexele 5.1 ... 5.4. 4.4. Înainte de repunerea în funcţiune a sistemului de măsurare se verifică respectarea condiţiilor de montaj a tuturor mijloacelor de măsurare supuse verificării şi refacerea etanşeităţii îmbinărilor mecanice. 4.5. (1) Dacă la verificarea sistemelor de măsurare (de bază sau de control), la unul din aparate se constată o eroare care depăşeşte valoarea acceptată sau specificată în certificatul aprobării de model, respectivul aparat va fi recalibrat imediat sau înlocuit. (2) Repararea aparatelor de măsurare, de bază sau de control, se face conform reglementărilor de metrologie legală aplicabile şi este în responsabilitatea proprietarului acestora. CAP. 5 Calitatea gazelor naturale 5.1. (1) Gazele naturale, tranzacţionate prin punctele de intrare/ieşire din SNT, trebuie să fie conforme cu condiţiile minime de calitate precizate în prezentele Condiţii tehnice. (2) OST va percepe penalităţi pentru nerespectarea calităţii gazelor naturale livrate în SNT, conform Anexei nr. 7. 5.2. (1) Aprecierea calităţii gazelor naturale, se face pe baza compoziţiei chimice a acestora şi a următoarelor proprietăţi fizice: a) puterea calorifică superioară şi puterea calorifică inferioară; b) indicele Wobbe; c) densitatea; d) densitatea relativă; d) factorul de compresibilitate; e) punctul de rouă apă; d) punctul de rouă al hidrocarburilor lichide; (2) Conţinutul de impurităţi mecanice precum şi condiţiile minime de calitate ale gazelor naturale acceptate pentru a fi tranzacţionate, sunt precizate în Anexa nr. 3. 5.3. (1) Punctele de prelevare necesare determinării calităţii gazelor naturale vor fi cele amplasate pe sistemul de măsurare. (2) Prelevarea probelor pentru analiză să se efectueze în conformitate cu SR ISO 10715 - Gaz natural. Metode de prelevare probe. (3) Dacă prelevarea probelor se face în scopul soluţionării divergenţelor, atunci aceasta se efectuează în prezenţa reprezentanţilor părţilor, cu înştiinţarea UR. 5.4. (1) Compoziţia chimică a gazelor naturale şi respectiv proprietăţile fizice enumerate la art. 5.2 se determină cu ajutorul gazcromatografului de laborator şi/sau cu gazcromatografe de linie, conform precizărilor Regulamentului de măsurare a cantităţilor de gaze naturale tranzacţionate pe piaţa angro şi reglementărilor legale în vigoare. (2) Calibrarea gazcromatografelor se realizează utilizând gaze etalon în conformitate cu specificaţiile/procedurile de calibrare ale producătorului cromatografelor. (3) Perioadele de timp la care se realizează determinările sunt precizate în Regulamentului de măsurare a cantităţilor de gaze naturale tranzacţionate pe piaţa angro, dacă părţile nu convin altfel. 5.5. Determinarea punctului de rouă al hidrocarburilor lichide, a hidrogenului sulfurat, a sulfului mercaptanic şi implicit a sulfului total se face cu gazcromatografe sau cu analizoare specifice. 5.6. (1) Determinările punctul de rouă al apei şi al hidrocarburilor lichide se efectuează la condiţiile de presiune şi temperatură din punctul de intrare în SNT. (2) UR şi/sau partenerii acestuia (producătorul, importatorul, operatorul depozitului de înmagazinare a gazelor naturale) vor asigura în punctele de intrare în SNT: a) un punct de rouă al apei de cel puţin -15(grade)C la presiunea de livrare din punctul de intrare în SNT; b) un punct de rouă al hidrocarburilor lichide de cel puţin 0(grade)C la presiunea de livrare din punctul de intrare în SNT. (3) Determinările de la alin. (1) vor fi efectuate lunar sau trimestrial, dacă părţile nu convin altfel. 5.7. (1) Parametrii calitativi determinaţi periodic, se consideră valabili până la următoarea determinare a acestora. (2) În cazul determinării automate a parametrilor calitativi, valorile medii zilnice constituie baza pentru stabilirea abaterilor faţă de limitele admise. 5.8. (1) Reclamaţiile părţilor cu privire la cantităţile de energie tranzacţionate, se soluţionează conform prevederilor Regulamentului de măsurare a cantităţilor de gaze naturale tranzacţionate pe piaţa angro. (2) În cazul divergenţelor referitoare la calitate, părţile vor preleva probe pentru arbitraj care se vor păstra până în momentul soluţionării divergenţelor. (3) În cazul în care nu se ajunge la o soluţionare pe cale amiabilă, litigiul va fi rezolvat conform prevederilor legale. 5.9. Pentru punctele de ieşire OST are obligativitatea furnizării datelor referitoare la valorile parametrilor calitativi în termenul convenit cu UR. CAP. 6 Furnizarea datelor necesare pentru operarea şi utilizarea SNT 6.1. Platforma informatică creată de OST asigură schimbul de date dintre OST, UR şi partenerilor UR, necesar operării şi utilizării SNT în condiţii de siguranţă şi eficienţă. 6.2. (1) OST are obligaţia să consemneze prin procese-verbale săptămânale (săptămâna gazieră) şi lunare (luna calendaristică) încheiate cu producătorii, operatorii de înmagazinare, operatorii de distribuţie şi importatorii, conform modelelor prevăzute în Condiţiile tehnice, cantităţile de gaze măsurate în punctele fizice de intrare în/ieşire din SNT. (2) După implementarea programului SCADA, să permită accesul, la cerere, la datele proprii: debite, presiuni, temperaturi, etc. 6.3. Producătorul are obligaţia să furnizeze OST, pentru fiecare punct fizic de intrare în SNT, urmă toarele date: a) cantităţile de gaze măsurate, PCS şi energia aferentă consemnate prin procese-verbale săptămânale (săptămâna gazieră) şi lunare (luna calendaristică) încheiate între părţi, conform modelului prevăzut în Anexa 2.1; b) presiunile orare - telefonic sau e-mail; c) să pună la dispoziţia OST, la solicitarea acestuia, impulsuri de debit de la sistemele de măsurare în scopul odorizării corespunzătoare; d) după implementarea programelor SCADA, să permită accesul OST la datele SCADA proprii: debite, presiuni, temperaturi, etc. 6.4. Operatorul de înmagazinare are obligaţia să transmită OST următoarele date: a) programul de injecţie pentru perioada aprilie - septembrie, până la data de 15 martie; b) programul de extracţie pentru perioada octombrie - martie, până la data de 15 septembrie; c) programul de injecţie/extracţie lunar, până în data de 20 a lunii precedente; d) nominalizările (renominalizările) pe puncte relevante, pentru fiecare utilizator de reţea, în conformitate cu prevederile Codului reţelei; e) zilnic, până la ora 08.00 a.m. să comunice volumele şi PCS pe fiecare punct relevant cu alocarea pe fiecare utilizator de reţea, pentru ziua gazieră precedentă; f) după încheierea lunii calendaristice, să transmită datele finale (volume şi PCS) pentru toate punctele relevante cu alocare pe fiecare utilizator de reţea. g) furnizează OST, pentru fiecare punct de intrare din/ieşire spre depozit, următoarele date: - cantităţile de gaze măsurate, PCS şi energia aferentă consemnate prin procese-verbale săptămânale (săptămâna gazieră) şi lunare (luna calendaristică) încheiate între părţi, conform modelelor prevăzute în Anexa 2.3; - presiunile orare - telefonic sau e-mail. h) pune la dispoziţia OST, la solicitarea acestuia, impulsuri de debit de la sistemele de măsurare în scopul odorizării corespunzătoare; i) după implementarea programelor SCADA, să permită accesul OST la datele SCADA proprii: debite, presiuni, temperaturi, etc. 6.5. Operatorul de distribuţie are obligaţia să transmită OST următoarele date: a. programul de distribuţie în punctele de ieşire din SNT: - pe an gazier cu defalcare lunară (până la 15 mai); - pe an calendaristic cu defalcare lunară (până la 15 octombrie); - lunar (până in data de 20 a lunii anterioare). b. zilnic, până la ora ora 12 p.m. să comunice volumele alocate pe fiecare utilizator de reţea în punctele de ieşire din SNT, pentru ziua gazieră precedentă, conform prevederii Codului reţelei; c. după încheierea lunii calendaristice, să transmită volumele final alocate pe utilizatori de reţea în toate punctele de ieşire din SNT. d. să consemneze prin procese-verbale săptămânale (săptămâna gazieră) şi lunare (luna calendaristică) încheiate cu OST, conform modelului prevăzut în Anexele 2.4 şi 2.5, în maxim 2 zile cantităţile de gaze măsurate în punctele fizice de ieşire din SNT; 6.6. Importatorul are obligaţia să transmită OST următoarele date: a) Programul de import in punctele de intrare în SNT; - pe an gazier cu defalcare lunară (până la 15 mai); - pe an calendaristic cu defalcare lunară (până la 15 octombrie); - lunar (până în data de 20 a lunii anterioare). b) nominalizările (renominalizările), pentru fiecare utilizator de reţea, în conformitate cu prevederile din Codul reţelei. c) zilnic, până la ora 08.00 a.m. să comunice volumele alocate pe fiecare utilizator de reţea, pentru ziua gazieră precedentă, în conformitate cu prevederile din Codul reţelei d) după încheierea lunii calendaristice, să transmită volumele final alocate pe utilizatori de reţea în toate punctele de intrare/ieşire în/din SNT. e) să consemneze prin procese-verbale săptămânale (săptămâna gazieră) şi lunare (luna calendaristică) încheiate cu OST, conform modelului prevăzut în Anexa 2.2, cantităţile de gaze măsurate în punctele fizice de intrare în SNT; ANEXA 1 (la Condiţiile tehnice) Relaţii de transformare. Echivalenţa cu alte unităţi de măsură utilizate frecvent. În aplicarea prevederilor prezentelor Condiţii tehnice, sunt tolerate şi alte unităţi de măsură, după cum urmează: 1) Pentru presiune. În SI unitatea de măsură pentru presiune, este pascalul (Pa) 1 Pa = 1 N/mp Relaţii de transformare în cazul utilizării altor unităţi de măsură tolerate sunt precizate în tabelul de mai jos:
┌──────────────────┬──────────────┬──────────────┬───────────────┬──────────────┬───────────────┬───────────────┐
│ │ │ │ mm Hg │ │ at (atmosfera │ atm (atmosfera│
│ UM presiune │ Pa (N/mp) │ bar │ (1 Torr) │ mm H(2)O │ tehnică), │ fizică) │
│ │ │ │ │ │ Kgf/cmp │ │
├──────────────────┼──────────────┼──────────────┼───────────────┼──────────────┼───────────────┼───────────────┤
│ Pa (N/mp) │ 1 │ 10^-5 │7,50064 x 10^-3│ 0,101972 │1,01972 x 10^-5│0,98692 x 10^-5│
├──────────────────┼──────────────┼──────────────┼───────────────┼──────────────┼───────────────┼───────────────┤
│ bar │ 10^5 │ 1 │ 750,064 │1,01972 x 10^4│ 1,01972 │ 0,98692 │
├──────────────────┼──────────────┼──────────────┼───────────────┼──────────────┼───────────────┼───────────────┤
│ mm Hg (1 Torr) │ 133,322 │1,33322 x10^-3│ 1 │ 13,5951 │13,5951 x 10^-4│1,31579 x 10^-3│
├──────────────────┼──────────────┼──────────────┼───────────────┼──────────────┼───────────────┼───────────────┤
│ mm H(2)O │ 9,80665 │9,80665 x 0^-5│ 0,073556 │ 1 │ 10^-4 │9,67837 x 10^-5│
├──────────────────┼──────────────┼──────────────┼───────────────┼──────────────┼───────────────┼───────────────┤
│ at (atmosfera │ │ │ │ │ │ │
│ tehnică), │9,80665 x 10^4│ 0,98066 │ 735,559 │ 10^4 │ 1 │ 0,967841 │
│ Kgf/cmp │ │ │ │ │ │ │
├──────────────────┼──────────────┼──────────────┼───────────────┼──────────────┼───────────────┼───────────────┤
│ atm │10,1325 x 10^4│ 1,01325 │ 760 │1,03323 x 10^4│ 1,03323 │ 1 │
│(atmosfera fizică)│ │ │ │ │ │ │
└──────────────────┴──────────────┴──────────────┴───────────────┴──────────────┴───────────────┴───────────────┘
2) Pentru temperatură. În SI unitatea de măsură pentru temperatură, este Kelvin (K) Relaţii de transformare în cazul utilizării altor unităţi de măsură tolerate: a) din grade Celsius [(grade)C] este: T(K) = t[(grade)C)] + 273,15 b) din grade Fahrenheit [(grade)F] este: T(K) = (t[(grade)F] +459,67)/1,8 3) Pentru volum. În SI unitatea de măsură pentru volum este mc. În condiţiile prezentelor Condiţii tehnice, prin metru cub mc se înţelege cantitatea de gaze naturale care ocupă volumul unui cub cu latura de 1 m în condiţii de bază, precizate prin reglementările ANRE. Putere calorifică superioară. Puterea calorifică superioară se va exprima în kWh/mc sau GJ/mc. Temperatura de combustie este precizată în reglementările ANRE. Transformările puterii calorifice se vor face în conformitate cu SR ISO 13443. Stare de referinţă. Starea unui gaz în condiţii de lucru este caracterizată de mărimile de stare P şi T, precum şi de factorul de compresibilitate Z. Legea universală a gazelor reale se scrie: PV = niu RTZ unde P - presiunea absolută a gazului, în N/mp V - volumul gazului, în mc niu - cantitate de substanţă, în kmol R - constanta universală a gazelor, în J/kmol K T - temperatura absolută a gazului, în K Z - coeficient de compresibilitate (adimensional) Pentru transformarea unui volum de gaze naturale V aflat în anumite condiţii de presiune şi temperatură la starea caracteristică metrului cub aşa cum a fost el definit în prezentele Condiţii tehnice se utilizează formula:
P T(r) Z(r)
V(r) = V ● ──── ● ──── ● ────
P(r) T Z
ANEXA 2.1 (la Condiţiile tehnice) PROCES-VERBAL DE PREDARE/PRELUARE GAZE (PVPPP) NR. .......... (pentru cantităţile de gaze naturale predate în SNT) Încheiat azi .......... luna .............. anul ............. între: ................................................, în calitate de PRODUCĂTOR şi SNTGN TRANSGAZ SA MEDIAŞ, în calitate de OPERATOR LICENŢIAT AL SISTEMULUI NAŢIONAL DE TRANSPORT AL GAZELOR NATURALE (OST). Prin prezentul se confirmă că în perioada ....................... s-a predat respectiv preluat prin panourile de măsurare cantitatea totală de gaze naturale de ............................. mc, respectiv .............. kwh, conform specificaţiilor din Anexă (... pag.). Părţile consemnează de comun acord următoarele: - cantităţile de gaze naturale au fost predate - preluate în SNT cu respectarea prevederilor Condiţiilor tehnice. - cantităţile de gaze naturale menţionate în Anexă sunt cele recunoscute de utilizatorii reţelei. OBSERVAŢII ........................................................................... ...........................................................................
PREDAT, PRELUAT,
SUBUNITATEA ... SUBUNITATEA ...
.................. .................
DELEGAT PRODUCĂTOR DELEGAT OST
Nume ................. Nume .................
Prenume .............. Prenume ..............
Semnătura Semnătura
Prezentul proces-verbal s-a întocmit în 2 exemplare, câte unul pentru fiecare parte.
ANEXA LA PVPPP nr. ......
┌────┬───────────────────────┬──────────────────────┬──────────────────────────┐
│ │ │ CANTITATE TOTALĂ │CANTITATE TOTALĂ DEFALCATĂ│
│ │ │ │ PE BENEFICIARII GAZELOR │
│Nr. │ DENUMIRE PM ├─────┬────────┬───────┼───────────┬──────────────┤
│crt.│ │ │ │ │ DENUMIRE │ CANTITATE │
│ │ │VOLUM│ PCS │ENERGIE│BENEFICIAR ├─────┬────────┤
│ │ │[mc] │[kWh/mc]│ [kWh] │ GAZE │VOLUM│ENERGIE │
│ │ │ │ │ │ │[mc] │ [kWh] │
├────┼───────────────────────┼─────┼────────┼───────┼───────────┼─────┼────────┤
│ 1 │ │ │ │ │1.1. ... │ │ │
│ │ │ │ │ ├───────────┼─────┼────────┤
│ │ │ │ │ │1.2. ... │ │ │
│ │ │ │ │ ├───────────┼─────┼────────┤
│ │ │ │ │ │1.n. ... │ │ │
├────┼───────────────────────┼─────┼────────┼───────┼───────────┼─────┼────────┤
│ 2 │ │ │ │ │2.1. ... │ │ │
│ │ │ │ │ ├───────────┼─────┼────────┤
│ │ │ │ │ │2.2. ... │ │ │
│ │ │ │ │ ├───────────┼─────┼────────┤
│ │ │ │ │ │2.n. ... │ │ │
├────┼───────────────────────┼─────┼────────┼───────┼───────────┼─────┼────────┤
│... │ │ │ │ │ │ │ │
├────┼───────────────────────┼─────┼────────┼───────┼───────────┼─────┼────────┤
│ n │ │ │ │ │n.1. ... │ │ │
│ │ │ │ │ ├───────────┼─────┼────────┤
│ │ │ │ │ │n.2. ... │ │ │
│ │ │ │ │ ├───────────┼─────┼────────┤
│ │ │ │ │ │n.3. ... │ │ │
└────┴───────────────────────┴─────┴────────┴───────┴───────────┴─────┴────────┘
PREDAT, PRELUAT,
SUBUNITATEA ... SUBUNITATEA ...
DELEGAT PRODUCĂTOR DELEGAT OST
Semnătura Semnătura
................. ....................
ANEXA 2.2 (la Condiţiile tehnice) PROCES-VERBAL DE PREDARE/PRELUARE GAZE (PVPPI) NR. ............ Încheiat azi ............ luna ............... anul ............... între: ............................................, în calitate de IMPORTATOR*2) şi SNTGN TRANSGAZ SA MEDIAŞ, în calitate de OPERATOR LICENŢIAT AL SISTEMULUI NAŢIONAL DE TRANSPORT AL GAZELOR NATURALE (OST). Prin prezentul se confirmă că în perioada ...................................s-a predat respectiv preluat prin staţia de măsurare gaze .... cantitatea totală de gaze naturale de ............................. mc, respectiv ..............kwh, conform specificaţiilor din Anexă (... pag.). Părţile consemnează de comun acord următoarele: - cantităţile de gaze naturale au fost predate - preluate în SNT cu respectarea prevederilor Condiţiilor tehnice. - cantităţile de gaze naturale menţionate în Anexă sunt cele recunoscute de utilizatorii reţelei. OBSERVAŢII .......................................................................... ..........................................................................
PREDAT, PRELUAT,
DELEGAT IMPORTATOR DELEGAT OST
Nume ................. Nume .................
Prenume .............. Prenume ..............
Semnătura Semnătura
────────── *2) În cazul în care sunt mai mulţi importatori: - PV va fi semnat de importatorul împuternicit de ceilalţi importatori, sau - PV, încheiat în câte 2 ex., va fi semnat cu fiecare importator în parte.────────── Prezentul proces-verbal s-a întocmit în 2 exemplare, câte unul pentru fiecare parte. Pcs este la t(ref. măsurare) = 15(grade)C şi t(ref. ardere) = 15(grade)C Volumul este la 15(grade)C şi presiunea de 1,01325 bar
ANEXA LA PVPPI nr. ....
┌────┬───────────────────────┬──────────────────────┬──────────────────────────┐
│ │ │ CANTITATE TOTALĂ │CANTITATE TOTALĂ DEFALCATĂ│
│ │ │ │ PE BENEFICIARII GAZELOR │
│Nr. │ ├─────┬────────┬───────┼───────────┬──────────────┤
│crt.│ DENUMIRE SMG │ │ │ │ DENUMIRE │ CANTITATE │
│ │ │VOLUM│ PCS │ENERGIE│BENEFICIAR ├─────┬────────┤
│ │ │[mc] │[kWh/mc]│ [kWh] │ GAZE │VOLUM│ENERGIE │
│ │ │ │ │ │ │[mc] │ [kWh] │
├────┼───────────────────────┼─────┼────────┼───────┼───────────┼─────┼────────┤
│ 1 │ │ │ │ │1.1. ... │ │ │
│ │ │ │ │ ├───────────┼─────┼────────┤
│ │ │ │ │ │1.2. ... │ │ │
│ │ │ │ │ ├───────────┼─────┼────────┤
│ │ │ │ │ │1.n. ... │ │ │
└────┴───────────────────────┴─────┴────────┴───────┴───────────┴─────┴────────┘
PREDAT, PRELUAT,
DELEGAT IMPORTATOR DELEGAT OST
Semnătura Semnătura
.................. .................
ANEXA 2.3 (la Condiţiile tehnice) PROCES-VERBAL DE PREDARE/PRELUARE GAZE (PVPPDEP) NR. ............. (pentru cantităţile de gaze naturale intrate în/ieşite din SNT) Încheiat azi ......... luna ............ anul ............. între: SNTGN TRANSGAZ SA MEDIAŞ, în calitate de OPERATOR LICENŢIAT AL SISTEMULUI NAŢIONAL DE TRANSPORT AL GAZELOR NATURALE (OST) şi .........................., în calitate de OPERATOR LICENŢIAT AL SISTEMULUI DE ÎNMAGAZINARE (OSÎ) Prin prezentul se confirmă că în perioada ............................. s-a predat respectiv preluat prin panoul de măsurare ....... în scopul injecţiei în/extracţiei din depozitul ................. cantitatea totală de gaze naturale de .................... mc, respectiv .............. kwh, conform specificaţiilor din Anexă (... pag.). Părţile consemnează de comun acord următoarele: - cantităţile de gaze naturale au fost predate - preluate în SNT cu respectarea prevederilor Acordului Tehnic. - cantităţile de gaze naturale menţionate în Anexă sunt cele recunoscute de utilizatorii reţelei. OBSERVAŢII ........................................................................ ........................................................................
PREDAT, PRELUAT,
SUBUNITATEA ...... SUBUNITATEA ......
.................. ..................
DELEGAT OST*3)/DELEGAT OSÎ*4) DELEGAT OSÎ*5)/DELEGAT OST*6)
──────────
*3) Pentru ciclul de injecţie.
*4) Pentru ciclul de extracţie.
*5) Pentru ciclul de injecţie.
*6) Pentru ciclul de extracţie.
──────────
Nume ................. Nume ............
Prenume .............. Prenume .........
Semnătura Semnătura
Prezentul proces-verbal s-a întocmit în 2 exemplare, câte unul pentru fiecare parte. Pcs este la t(ref. măsurare) = 15(grade)C şi t(ref. ardere) = 15(grade)C Volumul este la 15(grade)C şi presiunea de 1,01325 bar
ANEXA LA PVPPDEP nr. .....
┌────┬───────────────────────┬──────────────────────┬──────────────────────────┐
│ │ │ CANTITATE TOTALĂ │CANTITATE TOTALĂ DEFALCATĂ│
│ │ │ │ PE UTILIZATORII REŢELEI │
│Nr. │ ├─────┬────────┬───────┼───────────┬──────────────┤
│crt.│ DENUMIRE PM/DEPOZIT │ │ │ │ DENUMIRE │ CANTITATE │
│ │ │VOLUM│ PCS │ENERGIE│UTILIZATOR ├─────┬────────┤
│ │ │[mc] │[kWh/mc]│ [kWh] │ REŢEA │VOLUM│ENERGIE │
│ │ │ │ │ │ │[mc] │ [kWh] │
├────┼───────────────────────┼─────┼────────┼───────┼───────────┼─────┼────────┤
│ 1 │ │ │ │ │1.1. ... │ │ │
│ │ │ │ │ ├───────────┼─────┼────────┤
│ │ │ │ │ │1.2. ... │ │ │
│ │ │ │ │ ├───────────┼─────┼────────┤
│ │ │ │ │ │1.n. ... │ │ │
└────┴───────────────────────┴─────┴────────┴───────┴───────────┴─────┴────────┘
PREDAT, PRELUAT,
SUBUNITATEA ...... SUBUNITATEA ........
............... .................
DELEGAT OST*7)/DELEGAT OSÎ*8) DELEGAT OSÎ*9)/DELEGAT OST*10)
Semnătura Semnătura
............... ...............
──────────
*7) Pentru ciclul de injecţie.
*8) Pentru ciclul de extracţie.
*9) Pentru ciclul de injecţie.
*10) Pentru ciclul de extracţie.
──────────
ANEXA 2.4 (la Condiţiile tehnice) PROCES-VERBAL DE PREDARE/PRELUARE GAZE PE SRM (PVPPD_1) NR. ........... (total)(numai pentru cantităţile de gaze naturale predate în sistemele de distribuţie) Încheiat azi .......... luna ............. anul ................ între: SNTGN TRANSGAZ SA MEDIAŞ, în calitate de OPERATOR LICENŢIAT AL SISTEMULUI NAŢIONAL DE TRANSPORT AL GAZELOR NATURALE (OST) şi ............................., în calitate de OPERATOR LICENŢIAT AL SISTEMULUI DE DISTRIBUŢIE (OSD) Prin prezentul se confirmă că în perioada .............................. s-a predat respectiv preluat prin staţiile de reglare-măsurare cantitatea totală de gaze naturale de ............................. mc, respectiv ................ kwh, conform specificaţiilor din Anexă (... pag.). Părţile consemnează de comun acord următoarele: - cantităţile de gaze naturale au fost predate - preluate în SNT cu respectarea prevederilor Acordului Tehnic. - gazele livrate au fost odorizate conform reglementărilor în vigoare şi au avut miros perceptibil permiţându-se detectarea cu uşurinţă a emanaţiilor. OBSERVAŢII ...................................................................... ......................................................................
PREDAT, PRELUAT,
SUBUNITATEA ...... SUBUNITATEA .......
................ .................
DELEGAT OST DELEGAT OSD
Nume ............... Nume ..............
Prenume ............ Prenume ...........
Semnătura Semnătura
Prezentul proces-verbal s-a întocmit în 2 exemplare, câte unul pentru fiecare parte. Pcs este la t(ref. măsurare) = 15(grade)C şi t(ref. ardere) = 15(grade)C Volumul este la 15(grade)C şi presiunea de 1,01325 bar
ANEXA LA PVPPD nr. ........
┌────┬──────────────────────────────────┬───────────────┬──────────────────────┐
│ │ │ VALOARE INDEX │ CANTITATE TOTALĂ │
│NR. │ │CONTOR/CORECTOR│ │
│CRT.│ DENUMIRE SRM ├───────┬───────┼─────┬────────┬───────┤
│ │ │ INDEX │ INDEX │VOLUM│ PCS │ENERGIE│
│ │ │ VECHI │ NOU │[mc] │[kWh/mc]│ [kWh] │
├────┼──────────────────────────────────┼───────┼───────┼─────┼────────┼───────┤
│ 1 │ │ │ │ │ │ │
├────┼──────────────────────────────────┼───────┼───────┼─────┼────────┼───────┤
│ 2 │ │ │ │ │ │ │
├────┼──────────────────────────────────┼───────┼───────┼─────┼────────┼───────┤
│... │ │ │ │ │ │ │
├────┼──────────────────────────────────┼───────┼───────┼─────┼────────┼───────┤
│ n │ │ │ │ │ │ │
└────┴──────────────────────────────────┴───────┴───────┴─────┴────────┴───────┘
PREDAT, PRELUAT,
SUBUNITATEA ...... SUBUNITATEA .......
................ .................
DELEGAT OST DELEGAT OSD
Semnătura Semnătura
............ ............
ANEXA 2.5 (la Condiţiile tehnice) PROCES-VERBAL DE PREDARE/PRELUARE GAZE PE SRM (PVPP_2) Nr. ... (defalcat pe furnizor)(numai pentru cantităţile de gaze naturale predate în sistemele de distribuţie) Încheiat azi .......... luna ............ anul .............. între: SNTGN TRANSGAZ SA MEDIAŞ, în calitate de OPERATOR LICENŢIAT AL SISTEMULUI NAŢIONAL DE TRANSPORT AL GAZELOR NATURALE (OST) şi ............................., în calitate de OPERATOR LICENŢIAT AL SISTEMULUI DE DISTRIBUŢIE (OSD) Prin prezentul se confirmă că în perioada ........................... s-a predat respectiv preluat prin staţiile de reglare-măsurare, conform proceselor-verbale de predare/preluare gaze (PVPPD_1), cantitatea totală de gaze naturale de .................... mc, respectiv .............. kWh, conform specificaţiilor din Anexă (... pag.). Părţile consemnează de comun acord următoarele: - cantităţile de gaze naturale au fost predate - preluate în SNT cu respectarea prevederilor Acordului Tehnic. - cantităţile de gaze naturale menţionate în Anexă sunt cele recunoscute de furnizori. - gazele livrate au fost odorizate conform reglementărilor în vigoare şi au avut miros perceptibil permiţându-se detectarea cu uşurinţă a emanaţiilor. OBSERVAŢII ....................................................................... .......................................................................
PREDAT, PRELUAT,
OST OSD
Director ...... Director .........
............. ................
Prezentul proces-verbal s-a întocmit în 2 exemplare, câte unul pentru fiecare parte.
┌────┬───────────────────────┬──────────────────────┬──────────────────────────┐
│ │ │ CANTITATE TOTALĂ │CANTITATE TOTALĂ DEFALCATĂ│
│ │ │ │ PE FURNIZORI │
│Nr. │ ├─────┬────────┬───────┼───────────┬──────────────┤
│crt.│ DENUMIRE SRM │ │ │ │ │ CANTITATE │
│ │ │VOLUM│ PCS │ENERGIE│ DENUMIRE ├─────┬────────┤
│ │ │[mc] │[kWh/mc]│ [kWh] │ FURNIZOR │VOLUM│ENERGIE │
│ │ │ │ │ │ │[mc] │ [kWh] │
├────┼───────────────────────┼─────┼────────┼───────┼───────────┼─────┼────────┤
│ 1 │ │ │ │ │1.1. ... │ │ │
│ │ │ │ │ ├───────────┼─────┼────────┤
│ │ │ │ │ │1.2. ... │ │ │
│ │ │ │ │ ├───────────┼─────┼────────┤
│ │ │ │ │ │1.n. ... │ │ │
├────┼───────────────────────┼─────┼────────┼───────┼───────────┼─────┼────────┤
│ 2 │ │ │ │ │2.1. ... │ │ │
│ │ │ │ │ ├───────────┼─────┼────────┤
│ │ │ │ │ │2.2. ... │ │ │
│ │ │ │ │ ├───────────┼─────┼────────┤
│ │ │ │ │ │2.n. ... │ │ │
├────┼───────────────────────┼─────┼────────┼───────┼───────────┼─────┼────────┤
│... │ │ │ │ │ │ │ │
├────┼───────────────────────┼─────┼────────┼───────┼───────────┼─────┼────────┤
│ n │ │ │ │ │n.1. ... │ │ │
│ │ │ │ │ ├───────────┼─────┼────────┤
│ │ │ │ │ │n.2. ... │ │ │
│ │ │ │ │ ├───────────┼─────┼────────┤
│ │ │ │ │ │n.3. ... │ │ │
└────┴───────────────────────┴─────┴────────┴───────┴───────────┴─────┴────────┘
PREDAT, PRELUAT,
OST OSD
Director ...... Director ........
............... ..................
ANEXA 2.6 (la Condiţiile tehnice) PROCES-VERBAL DE PREDARE/PRELUARE GAZE PE SRM (PVPPCD) NR. ............. (numai pentru cantităţile de gaze naturale predate la consumatorii finali racordaţi direct la SNT) Încheiat azi ......... luna ........... anul .............. între: SNTGN TRANSGAZ SA MEDIAŞ, în calitate de OPERATOR LICENŢIAT AL SISTEMULUI NAŢIONAL DE TRANSPORT AL GAZELOR NATURALE (OST) şi .........................., în calitate de FURNIZOR(I) LICENŢIAT(ŢI) Prin prezentul se confirmă că în perioada ...................... s-a predat respectiv preluat prin SRM ....... cantitatea totală de gaze naturale de ..................... mc, respectiv ............. kwh, conform specificaţiilor din Anexă (... pag.). Părţile consemnează de comun acord următoarele: - cantităţile de gaze naturale au fost predate - preluate în SNT cu respectarea prevederilor Acordului Tehnic. OBSERVAŢII ....................................................................... .......................................................................
PREDAT, PRELUAT,
SUBUNITATEA ......
..................
DELEGAT OST DELEGAT(ŢI) FURNIZOR(I)
Nume ............. Nume .............
Prenume .......... Prenume ..........
Semnătura Semnătura
Prezentul proces-verbal s-a întocmit în ......... exemplare, câte unul pentru fiecare parte. Pcs este la t(ref. măsurare) = 15(grade)C şi t(ref. ardere) = 15(grade)C Volumul este la 15(grade)C şi presiunea de 1,01325 bar
ANEXA LA PVPPCD nr. ...
┌────┬───────────────────────┬──────────────────────┬──────────────────────────┐
│ │ │ CANTITATE TOTALĂ │CANTITATE TOTALĂ DEFALCATĂ│
│ │ │ │ PE FURNIZORI │
│Nr. │ ├─────┬────────┬───────┼───────────┬──────────────┤
│crt.│ DENUMIRE SRM │ │ │ │ │ CANTITATE │
│ │ │VOLUM│ PCS │ENERGIE│ DENUMIRE ├─────┬────────┤
│ │ │[mc] │[kWh/mc]│ [kWh] │ FURNIZOR │VOLUM│ENERGIE │
│ │ │ │ │ │ │[mc] │ [kWh] │
├────┼───────────────────────┼─────┼────────┼───────┼───────────┼─────┼────────┤
│ 1 │ │ │ │ │1.1. ... │ │ │
│ │ │ │ │ ├───────────┼─────┼────────┤
│ │ │ │ │ │1.2. ... │ │ │
│ │ │ │ │ ├───────────┼─────┼────────┤
│ │ │ │ │ │1.n. ... │ │ │
└────┴───────────────────────┴─────┴────────┴───────┴───────────┴─────┴────────┘
PREDAT, PRELUAT,
SUBUNITATEA ...... SUBUNITATEA ......
DELEGAT OST DELEGAT(ŢI) FURNIZOR(I)
Semnătura Semnătura
............. .............
ANEXA 2.7 (la Condiţiile tehnice) PROCES-VERBAL DE PREDARE/PRELUARE GAZE (PVPPUR) Nr. ... (pentru cantitatea totală de gaze naturale transportată) Încheiat azi .......... luna ............ anul ............... între: SNTGN TRANSGAZ SA MEDIAŞ, în calitate de OPERATOR LICENŢIAT AL SISTEMULUI NAŢIONAL DE TRANSPORT AL GAZELOR NATURALE (OST) şi .............................., în calitate de UTILIZATOR REŢEA Prin prezentul se confirmă că în perioada .................... s-a predat respectiv preluat prin staţiile de reglare-măsurare, conform proceselor - verbale de predare/preluare gaze (PVPPD_1; PVPPD_2; PVPPCD), cantitatea totală de gaze naturale transportate de .............. mc, respectiv ........ kWh, conform specificaţiilor din Anexă (... pag.). Părţile consemnează de comun acord următoarele: - cantităţile de gaze naturale au fost predate - preluate în SNT cu respectarea prevederilor Acordului Tehnic. - gazele livrate au fost odorizate conform reglementărilor în vigoare şi au avut miros perceptibil permiţându-se detectarea cu uşurinţă a emanaţiilor. OBSERVAŢII ....................................................................... .......................................................................
Din partea Din partea
SNTGN TRANSGAZ SA MEDIAŞ S.C. ......................
Director ...... Director ......
................. ................
Prezentul proces-verbal s-a întocmit în 2 exemplare, câte unul pentru fiecare parte.
┌────┬────────────────────────────────────────────┬────────────────────────────┐
│ │ │ CANTITATE TOTALĂ │
│Nr. │ DENUMIRE SRM ├───────┬──────────┬─────────┤
│crt.│ │ VOLUM │ PCS │ ENERGIE │
│ │ │ [mc] │ [kWh/mc] │ [kWh] │
├────┼────────────────────────────────────────────┼───────┼──────────┼─────────┤
│ 1 │ │ │ │ │
│ │ │ │ │ │
├────┼────────────────────────────────────────────┼───────┼──────────┼─────────┤
│ 2 │ │ │ │ │
│ │ │ │ │ │
├────┼────────────────────────────────────────────┼───────┼──────────┼─────────┤
│ ...│ │ │ │ │
├────┼────────────────────────────────────────────┼───────┼──────────┼─────────┤
│ n │ │ │ │ │
│ │ │ │ │ │
└────┴────────────────────────────────────────────┴───────┴──────────┴─────────┘
SNTGN TRANSGAZ SA MEDIAŞ S.C. ................
Director ........ Director ............
.................. .....................
ANEXA 3 (la Condiţiile tehnice) Condiţii minime de calitate a gazelor naturale 1. Compoziţia chimică a gazelor naturale
┌────────────────────────────────────────────────┬─────────────────────────────┐
│Denumirea şi formula chimică a componenţilor │Conţinut în % molare │
├────────────────────────────────────────────────┼─────────────────────────────┤
│metan [C(1)] │min. 70 │
├────────────────────────────────────────────────┼─────────────────────────────┤
│etan [C(2)] │max. 10 │
├────────────────────────────────────────────────┼─────────────────────────────┤
│propan [C(3)] │max. 3,5 │
├────────────────────────────────────────────────┼─────────────────────────────┤
│butan [C(4)] │max. 1,5 │
├────────────────────────────────────────────────┼─────────────────────────────┤
│pentan [C(5)] │max. 0,5 │
├────────────────────────────────────────────────┼─────────────────────────────┤
│hexan [C(6)] │max. 0,1 │
├────────────────────────────────────────────────┼─────────────────────────────┤
│heptan [C(7)] │max. 0,05 │
├────────────────────────────────────────────────┼─────────────────────────────┤
│octan [C(8)] şi hidrocarburi superioare [C(9)] │max. 0,05 │
├────────────────────────────────────────────────┼─────────────────────────────┤
│azot [N(2)] │max. 10 │
├────────────────────────────────────────────────┼─────────────────────────────┤
│dioxid de carbon [CO(2)] │max. 8 │
├────────────────────────────────────────────────┼─────────────────────────────┤
│oxigen [O(2)] │max. 0,02 │
├────────────────────────────────────────────────┼─────────────────────────────┤
│hidrogen sulfurat [H(2)S] │max. 6,8 mg/mc │
├────────────────────────────────────────────────┼─────────────────────────────┤
│etilmercaptan [C(2)H(5)SH]*11) │min. 8 mg/mc │
├────────────────────────────────────────────────┼─────────────────────────────┤
│sulf total pe o perioadă scurtă │max 100 mg/mc │
└────────────────────────────────────────────────┴─────────────────────────────┘
──────────
*11) cu exceptia gazelor livrate pentru chimizare, pentru care gradul de
odorizare se stabileşte de comun acord.
──────────
2. Punct de rouă al apei [(grade)C]: max. - 15(gradea)C, la presiunea din punctul de predare/preluare comercială. 3. Punct de rouă al hidrocarburi lichide [(grade)C]: max. 0(grade)C, la presiunea din punctul de predare/preluare comercială. 4. Valoarea minimă admisă pentru puterea calorifică superioară repartizată la volum este 7840 Kcal/mc. 5. Temperatura maximă admisă a gazelor naturale: 50(grade)C 6. Conţinutul de impurităţi mecanice (g/mc): max. 0,05.-------------------------" "----------------------------------------------- ANEXA 4.1 (la Condiţiile tehnice) Proces-verbal de modificare a instalaţiei mecanice de măsurare din data de ... Denumire punct de măsurare .............. Modificare element deprimogen (Da/Nu) .......... Tip ............ Serie ......... Diametru interior d(20) .............. mm Material .......... Coeficient de dilatare liniară lambda(d) ......... K^-1 Alte observaţii:
Au participat din partea .........................
din partea OST ..........................
Semnătură ............ OST
ANEXA 4.2 (la Condiţiile tehnice) Proces-verbal de modificare a instalaţiei electronice de măsurare din data de ... Denumire punct de măsurare ........................ Modificare element deprimogen (Da/Nu) ............. Tip .......... Serie .......... Diametru interior d(20) ............. mm Material ........ Coeficient de dilatare liniară lambda(d) .......... K^-1 Modificare calculator electronic de măsurare (Da/Nu) .................... - Modificare traductor de presiune absolută (Da/Nu) ..................... Tip ........ Serie ........... Nr. buletin de verificare .............. Domeniu de lucru .............. bar, Eroare admisă .................... - Modificare traductor de presiune diferenţială 1 (Da/Nu) .............. Tip ........ Serie ........... Nr. buletin de verificare .............. Domeniu de lucru ......... mm H(2)O, Eroare admisă ................... - Modificare traductor de presiune diferenţială 2 (Da/Nu) .............. Tip ........ Serie ............ Nr. buletin de verificare ............. Domeniu de lucru .......... mm H(2)O, Eroare admisă ................... - Modificare traductor de temperatură (Da/Nu) ......................... Tip ........ Serie ............ Nr. buletin de verificare ............ Domeniu de lucru .......... (grade)C, Eroare admisă ................... Alte observaţii:
Au participat din partea ... .......................
din partea OST ...................................
ANEXA 5.1 (la Condiţiile tehnice) Proces-verbal de verificare a sistemului electronic de măsurare gaze naturale Încheiat astăzi ............. la punctul de măsură ................ cu ocazia verificării sistemului electronic cu următoarele componente: Traductor de presiune absolută ................ eroare .............. Traductor de presiune diferenţială 1 .......... eroare .............. Traductor de presiune diferenţială 2 .......... eroare .............. Traductor de temperatură ...................... eroare .............. Componentele instalaţiei se/nu se încadrează în clasa de precizie Alte observaţii:
Au participat din partea ...................
din partea OST ..........................
ANEXA 5.2 (la Condiţiile tehnice) FIŞA cu rezultatele verificării traductorului de presiune absolută Locaţia traductorului .................................... Tip ......... Seria ....... Clasa de precizie ...... Eroare admisă ....... Etalon tip ..... Seria ...... Clasa de precizie ...... Nr. certif. etalonare ...... Metrolog verificator ............... Data verificării ................... Valori obţinute
┌───────────────┬───────────┬───────────────────────────┬─────────────┬────────┐
│ Valoare │ Semnal de │Semnal de ieşire măsurat Ie│ Eroare │ │
│ simulată │ ieşire ├──────────────┬────────────┼──────┬──────┤ Obser- │
│ │calculat Ic│ U │ C │ │ │ vaţii │
├──────┬────────┼───────────┼──────────────┼────────────┤ U │ C │ │
│ % │ KPaA │ mA │ mA │ mA │ │ │ │
├──────┼────────┼───────────┼──────────────┼────────────┼──────┼──────┼────────┤
│ 0 │ │ │ │ │ │ │ │
├──────┼────────┼───────────┼──────────────┼────────────┼──────┼──────┼────────┤
│ 10 │ │ │ │ │ │ │ │
├──────┼────────┼───────────┼──────────────┼────────────┼──────┼──────┼────────┤
│ 20 │ │ │ │ │ │ │ │
├──────┼────────┼───────────┼──────────────┼────────────┼──────┼──────┼────────┤
│ 30 │ │ │ │ │ │ │ │
├──────┼────────┼───────────┼──────────────┼────────────┼──────┼──────┼────────┤
│ 40 │ │ │ │ │ │ │ │
├──────┼────────┼───────────┼──────────────┼────────────┼──────┼──────┼────────┤
│ 50 │ │ │ │ │ │ │ │
├──────┼────────┼───────────┼──────────────┼────────────┼──────┼──────┼────────┤
│ 60 │ │ │ │ │ │ │ │
├──────┼────────┼───────────┼──────────────┼────────────┼──────┼──────┼────────┤
│ 70 │ │ │ │ │ │ │ │
├──────┼────────┼───────────┼──────────────┼────────────┼──────┼──────┼────────┤
│ 80 │ │ │ │ │ │ │ │
├──────┼────────┼───────────┼──────────────┼────────────┼──────┼──────┼────────┤
│ 90 │ │ │ │ │ │ │ │
├──────┼────────┼───────────┼──────────────┼────────────┼──────┼──────┼────────┤
│ 100 │ │ │ │ │ │ │ │
└──────┴────────┴───────────┴──────────────┴────────────┴──────┴──────┴────────┘
ANEXA 5.3 (la Condiţiile tehnice) FIŞA cu rezultatele verificării traductorului de presiune diferenţială Locaţia traductorului .................................... Tip ........ Seria ....... Clasa de precizie ...... Eroare admisă .......... Etalon tip ...... Seria ..... Clasa de precizie ...... Nr. certif. etalonare ...... Metrolog verificator ................. Data verificării ........... Valori obţinute
┌─────────────┬───────────┬────────────────────────────┬───────────────┬───────┐
│ Valoare │ Semnal de │Semnal de ieşire măsurat Ie │ Eroare │ │
│ simulată │ ieşire ├──────────────┬─────────────┼───────┬───────┤ │
│ │calculat Ic│ U │ C │ │ │ Obser-│
├────┬────────┼───────────┼──────────────┼─────────────┤ U │ C │ vaţii │
│ % │mm H(2)O│ mA │ mA │ mA │ │ │ │
├────┼────────┼───────────┼──────────────┼─────────────┼───────┼───────┼───────┤
│ 0 │ │ │ │ │ │ │ │
├────┼────────┼───────────┼──────────────┼─────────────┼───────┼───────┼───────┤
│ 10 │ │ │ │ │ │ │ │
├────┼────────┼───────────┼──────────────┼─────────────┼───────┼───────┼───────┤
│ 20 │ │ │ │ │ │ │ │
├────┼────────┼───────────┼──────────────┼─────────────┼───────┼───────┼───────┤
│ 30 │ │ │ │ │ │ │ │
├────┼────────┼───────────┼──────────────┼─────────────┼───────┼───────┼───────┤
│ 40 │ │ │ │ │ │ │ │
├────┼────────┼───────────┼──────────────┼─────────────┼───────┼───────┼───────┤
│ 50 │ │ │ │ │ │ │ │
├────┼────────┼───────────┼──────────────┼─────────────┼───────┼───────┼───────┤
│ 60 │ │ │ │ │ │ │ │
├────┼────────┼───────────┼──────────────┼─────────────┼───────┼───────┼───────┤
│ 70 │ │ │ │ │ │ │ │
├────┼────────┼───────────┼──────────────┼─────────────┼───────┼───────┼───────┤
│ 80 │ │ │ │ │ │ │ │
├────┼────────┼───────────┼──────────────┼─────────────┼───────┼───────┼───────┤
│ 90 │ │ │ │ │ │ │ │
├────┼────────┼───────────┼──────────────┼─────────────┼───────┼───────┼───────┤
│100 │ │ │ │ │ │ │ │
└────┴────────┴───────────┴──────────────┴─────────────┴───────┴───────┴───────┘
ANEXA 5.4 (la Condiţiile tehnice) FIŞA cu rezultatele verificării traductorului de temperatură Locaţia traductorului .............................. Tip ........ Seria ........ Clasa de precizie ...... Eroare admisă ......... Etalon tip ....... Seria ......... Clasa de precizie ...... Nr. certif. etalonare ...... Metrolog verificator .............. Data verificării ............... Valori obţinute
┌──────────────────┬──────────────────┬────────────────┬────────────┬──────────┐
│ │ Abateri │Semnal de ieşire│ Eroare │ │
│ Valoare simulată │ maxime admise │ măsurat ├─────┬──────┤ │
│ │ │ Rtm (Omega) │ U │ C │Observaţii│
├──────────┬───────┼───────┬──────────┼────────┬───────┼─────┼──────┤ │
│ T │ Rt │(Omega)│[(grade)C]│ U │ C │ │ │ │
│[(grade)C]│(Omega)│ │ │ │ │ │ │ │
├──────────┼───────┼───────┼──────────┼────────┼───────┼─────┼──────┼──────────┤
├──────────┼───────┼───────┼──────────┼────────┼───────┼─────┼──────┼──────────┤
├──────────┼───────┼───────┼──────────┼────────┼───────┼─────┼──────┼──────────┤
├──────────┼───────┼───────┼──────────┼────────┼───────┼─────┼──────┼──────────┤
├──────────┼───────┼───────┼──────────┼────────┼───────┼─────┼──────┼──────────┤
├──────────┼───────┼───────┼──────────┼────────┼───────┼─────┼──────┼──────────┤
├──────────┼───────┼───────┼──────────┼────────┼───────┼─────┼──────┼──────────┤
├──────────┼───────┼───────┼──────────┼────────┼───────┼─────┼──────┼──────────┤
├──────────┼───────┼───────┼──────────┼────────┼───────┼─────┼──────┼──────────┤
├──────────┼───────┼───────┼──────────┼────────┼───────┼─────┼──────┼──────────┤
├──────────┼───────┼───────┼──────────┼────────┼───────┼─────┼──────┼──────────┤
└──────────┴───────┴───────┴──────────┴────────┴───────┴─────┴──────┴──────────┘
ANEXA 6 (la Condiţiile tehnice) Măsurarea gazelor naturale utilizând sisteme mecanice înregistratoare În cazul în care determinarea cantităţilor de gaze naturale se face utilizând un sistem de măsurare mecanic, zilnic, pe fiecare diagramă se vor înscrie valorile obţinute prin planimetrare, temperatura planimetrată sau medie a gazelor, presiunea barometrică, caracteristicile elementului de strangulare şi ale aparatului de măsură, precum şi cantitatea de gaze rezultată, acestea confirmându-se prin semnătura persoanei care a făcut calculele. Diagramele utilizate vor fi în prealabil verificate şi acceptate de ambele părţi, urmând a fi păstrate pe o perioadă de 5 ani. Dacă înregistrarea presiunii diferenţiale pe diagramă este sub formă de bandă în funcţie de lăţimea benzii se procedează în felul următor: - dacă lăţimea este de 1-3 mm se planimetrază pe mijlocul benzii; - dacă lăţimea este de 3-5 mm se planimetrază pe partea inferioară a benzii [Ih(1)] şi pe partea superioară [Ih(2)], iar în calcul se va introduce valoarea Ih = Ih(1) + 1/3 [Ih(2) - Ih(1)]; - dacă lăţimea este egală sau mai mare de 5 mm planimetrarea se va face pe partea inferioară a benzii. Metodologia de calcul pentru sistem mecanic În urma efectuării măsurării cu ajutorul unui înregistrator mecanic de presiune diferenţială, pentru determinarea cantităţilor de gaze naturale vehiculate prin aceea secţiune de curgere este necesară aplicarea unui algoritm de calcul conform cu prescripţiile standard ce au stat la baza măsurării, respectiv ISO 5167. În continuare este prezentată forma acestui algoritm de calcul implementat pe calculatorul electronic. 1. Introducerea datelor iniţiale - caracteristicile punctului de măsurare (definirea punctului, caracteristici tehnice ale liniilor şi ale aparatelor de măsurare); - valorile zilnice ale parametrilor şi mărimilor fizice care intervin în calcul, rezultate în urma măsurării (planimetrării) 2. Stocarea datelor iniţiale utilizate la calculul debitului 3. Calculul debitului zilnic de gaze naturale 3.1. Valori stabilite iniţial pentru Q(1) şi RE Pentru calculul debitului de gaze, în prima aproximaţie, se stabilesc următoarele valori iniţiale pentru Q(1) şi RE:
Q(1)= 0
RE = 10^6
3.2. Valori calculate iniţial pe baza măsurătorilor zilnice şi a datelor fixe 3.2.1. Temperatura medie a gazului t:
dacă temperatura se măsoară cu termometru de pe panou
t = media aritmetică a temperaturii gazului în cursul zilei [1]
dacă temperatura se înregistrează pe diagramă circulară
[t(max) - t(min)]
t = [I(t)]^2 * ─────────────────── + t(min) [2]
25
3.2.2. Raportul diametrelor beta:
de
beta = ──── [3]
D
3.2.3. Factorul de corecţie pentru presiune f(p):
1.5647
f(p) = ───────────────────────────────────────────────── [4]
1.608 - 0.0722 * dens + 0.01 * co2 - 0.00392 * n2
unde:
co2 şi n2 sunt procentele molare ale dioxidului de carbon, respectiv azotului
3.2.4. Expresia parţială f(px):
f(px) = 0.01450376 * f(p) [5]
3.2.5. Factorul de corecţie pentru temperatură f(t):
2.2629
f(t) = ────────────────────────────────────────────────── [6]
0.9915 + 2.119 * dens - 0.01 * co2 - 0.01681 * n2
3.2.6. Densitatea gazului ro(S) la 15(grade)C:
ro(S)[kg/mc] = dens * 1.225442 [7]
unde: 1.225442 = ro(aer) la 15(grade)C
3.2.7. Temperatura pseudocritică T(pc) în [(grade)K]:
T(pc)[(grade)K] = 88.25*(1.7591*[0.56364 + ro(S)] - 0.01*(co2 + 1.681 * n2)) [8]
3.2.8. Presiunea pseudocritică P(pc) în [bar]:
P(pc)[bar] = 30.168*0.980665*(0.05993*[26.831 - ro(S)]+0.01*(co2 - 0.392*n2))[9]
3.2.9. Determinarea coeficienţilor alfa(ij) din formula de calcul a coeficientului de debit alfa. (unde i = tipul elementului primar). Expresia de calcul a coeficienţilor alfa(ij) este diferită, în funcţie de tipul elementului primar utilizat. Astfel:
dacă te = 1:
1
alfa(11) = [0.99 - 0.2262 * beta^4.1] * ───────────────── [10]
(1 - beta^4)^0.5
1
alfa(12) = (0.00175 * beta^2 - 0.0033 * beta^4.15) * ────────────────── [11]
(1 - beta^4)^0.5
dacă te = 2:
1
alfa(21) = 0.9965 * ───────────────── [12]
(1 - beta^4)^0.5
1
alfa(22) = 0.00653 * beta^0.5 * ───────────────── [13]
(1 - beta^4)^0.5
dacă te = 3:
1
alfa(31) = (0.5959 + 0.0312 * beta^2.1 - 0.184 * beta^8) * ──────────────── [14]
(1 - beta^4)^0.5
1
alfa(32) = 0.0029 * beta^2.5 * ──────────────── [15]
(1 - beta^4)^0.5
Coeficientul alfa(33) se calculează în mod diferit, în funcţie de valoarea diametrului D, astfel: a) dacă D ≤ 58.62 mm:
beta^4 1
alfa(33) = 0.9906 * ──────────────── * ──────────────── [16]
D * (1 - beta^4) (1 - beta^4)^0.5
b) dacă D > 58.62 mm:
beta^4 1
alfa(33) = 2.286 * ───────────────── * ──────────────── [17]
D * (1 - beta^4) (1 - beta^4)^0.5
beta^3 1
alfa(34) = 0.85598 * ─────── * ───────────────── [18]
D (1 - beta^4)^0.5
dacă te = 4:
1
alfa(41) = (0.5959 + 0.0312 * beta^2.1 - 0.184 * beta^8) * ──────────────── [19]
(1 - beta^4)^0.5
1
alfa(42) = 0.0029 * beta^2.5 * ──────────────── [20]
(1 - beta^4)^0.5
dacă te = 5:
1
alfa(51) = (0.5959 + 0.0312 * beta^2.1 - 0.184 * beta^8) * ──────────────── [21]
(1 - beta^4)^0.5
1
alfa(52) = 0.0029 * beta^2.5 * ──────────────── [22]
(1 - beta^4)^0.5
beta^4 1
alfa(53) = (0.039 * ───────────── - 0.01584 * beta^3) * ──────────────── [23]
(1 - beta^4) (1 - beta^4)^0.5
3.2.10. Presiunea statică relativă E:
P(max)[bar]
E [bar] = [I(p)]^2 * ────────────── [24]
25
3.2.11. Presiunea statică absolută P: Se determină în două moduri în funcţie de tipul unităţii de măsură a presiunii barometrice: a) dacă tumb = 1:
B[mm Hg]
P[bar] = E[bar] + ─────────── [25]
750.062
b) dacă tumb = 2:
P[bar] = E[bar] + B[bar] [26]
3.2.12. Presiunea diferenţială H:
H(max)[mm H(2)O]
H[mm H(2)O] = [I(h)]^2 * ───────────────── [27]
25
3.2.13. Temperatură relativă faţă de T(pc):
t + 273.155
T(r) = ───────────── [28]
T(pc)
3.2.14. Presiunea relativă faţă de P(pc):
P
P(r) = ─────── [29]
P(pc)
3.2.15. Vâscozitatea dinamică a gazului (mu) în [cP]:
┌ ┐ ┌ ─┐
│(t + 273.155)^0.5 + 1.37 - 9.09 * [ro(S)]^0.125│ │ [P(r)]^2 │
(mu)[cP] = 3.24 * 0.001 * │───────────────────────────────────────────────│ * │1 + ───────────────│ [30]
│[ro(S)]^0.5 + 2.08 - 1.5 * 0.01 * (co2 + n2) │ │ 30 * [T(r) - 1]│
└ ┘ └ ┘
3.2.16. Expresia RE(fix):
Pornind de la expresia cifrei Reynolds:
4 * q(m)
RE = ───────────── [31]
Pi * (mu) * D
în care: q(m) = debitul masic de gaz în [kg/s] (mu) = vâscozitatea dinamică a gazului în [Pa * s] D = diametrul panoului de măsurare în [m] şi ţinând cont de relaţia de legătură dintre debitul masic şi debitul volumic:
(m) = q(v) * ro(S) [32]
unde: q(v) = debitul volumic de gaz [mc/s]
ro(S) = densitatea gazului [kg/mc]
atunci expresia lui RE se mai poate scrie astfel:
4 * q(v) * ro(S)
RE = ────────────────── [33]
Pi * (mu) * D
unde: q(v) = debitul volumic de gaz în [mc/s]
ro = densitatea gazului în [kg/mc]
(mu) = vâscozitatea dinamică a gazului în [Pa*s]
D = diametrul panoului de măsurare în [m]
Deoarece: 1 [mc/h] = 3600 [mc/s]
1 [m] = 1000 [mm]
1 [Pa*s] = 1000 [cP]
Rezultă că:
q(vh)[mc/h]
q(v)[mc/s] = ────────────── [34]
3600
D [mm]
D [m] = ──────── [35]
1000
(mu)[cP]
(mu)[Pa*s] = ───────── [36]
1000
Dacă se face înlocuirea lui q(v)[mc/s], D[m], (mu)[Pa*s], cu expresiile echivalente de mai sus, atunci expresia lui RE se mai poate scrie astfel:
4 * q(vh)[mc/h] * ro(S)[kg/mc]
RE = ──────────────────────────────────── * 1000 [37]
Pi * 3600 * (mu)[cP] * D [m] * 10^-3
Dacă se notează debitul volumic orar cu Q(h), şi dacă se efectuează calculele din formula de mai sus, expresia de calcul a lui RE devine:
ro(S)[kg/mc]
RE = 0.353677 * 1000 * ───────────────── * Q(h) [38]
(mu)[cP] * D [m]
Dacă se notează cu RE(fix) expresia cu care se înmulţeşte debitul orar Q(h):
ro(S) [kg/mc]
RE(fix) = 0.353677 * 1000 * ────────────────── [39]
(mu)[cP] * D[mm]
atunci expresia de calcul a lui RE devine:
RE = RE(fix) * Q(h) [40]
3.2.17. Exponentul adiabatic K:
K = 1.29 + 0.704 * 10^-6 * [2575 + (73.045 - t)^2] * P * 1.01972 [41]
3.2.18. Raportul presiunilor statice aval şi amonte de elementul primar:
tau = (P - DELTA P)/P:
P - H * 9.80665 * 10^-5
tau = ───────────────────────── [42]
P
3.2.19. Raportul X = DELTA P/(P * K):
H * 9.80665 * 10^-5
X = ──────────────────── [43]
P * K
3.2.20. Expresia Q(fix):
1 P * H
Q(fix) = 0.21116526 * de^2 * ─────────────── * radical ( ──────────── ) [44]
radical[ro(S)] t + 273.155
3.2.21. Coeficientul de detentă epsilon:
2/k k-1/k
┌ k * tau^ 1 - beta^4 1 - tau^ ┐^0.5
epsilon = │( ──────────── ) * ( ──────────────────── ) * ( ─────────────── )│ [45]
└ k - 1 1 - beta^4 * tau^2/k 1 - tau ┘
a) dacă te = 1 sau 2:
b) dacă te = 3, 4 sau 5:
epsilon = 1 - (0.41 + 0.35 * beta^4) * X [46]
3.2.22. Coeficientul de debit alfa:
dacă te = 1:
10^6
alfa = alfa(11) - alfa(12) * ( ──── )^1.15 [47]
RE
dacă te = 2:
10^6
alfa = alfa(21) - alfa(22) * ( ──── )^0.5 [48]
RE
dacă te = 3:
10^6
alfa = alfa(31) + alfa(32) * ( ──── )^0.75 + alfa(33) - alfa(34) [49]
RE
dacă te = 4:
10^6
alfa = alfa(41) + alfa(42) * ( ──── )^0.75 [50]
RE
dacă te = 5:
10^6
alfa = alfa(51) + alfa(52) * ( ──── )^0.75 + alfa(53) [51]
RE
3.3. Determinarea factorului de compresibilitate Z pentru starea măsurată şi starea de referinţă standard Pentru calculul factorului de compresibilitate relativ Z(r), utilizat la calculul debitului, este necesar să se calculeze succesiv factorul de compresibilitate pentru cele două stări: a) Z = factorul de compresibilitate pentru starea măsurată (de lucru) (P,t) b) Z(aga) = factorul de compresibilitate pentru starea de referinţă standard [p(st), t(st)] unde: p(st) = p(N) = 1.01325 [bar] şi t(st) = 15(grade)C Pentru determinarea factorului de compresibilitate Z şi Z(aga) se vor utiliza aceleaşi formule şi notaţii pentru expresiile parţiale de evaluat, fiind necesară parcurgerea lor de două ori, dar cu valori diferite ale parametrilor P şi t. Schimbarea valorilor parametrilor P,t se va face prin intermediul unui comutator de program (flag), care poate avea următoarele două valori: - flag = 0 pentru starea măsurată - flag = 1 pentru starea de referinţă standard Iniţial se stabileşte valoarea flag = 0. Cu valorile parametrilor P şi t pentru starea măsurată (obţinute la punctul 3.2.1 şi 3.2.11) se calculează următoarele valori şi expresii: 3.3.1. Presiunea modificată f(p1):
f(p1) = f(px) * P + 0.0147 [52]
3.3.2. Temperatura modificată f(t1):
f(t1) = (0.0036 * t + 0.984) * f(t) [53]
3.3.3. Expresia f(tx):
f(tx) = │1.09 - f(t1)│ [54]
3.3.4. Expresia f(t2):
f(t2) = [f(t1)]^2 [55]
3.3.5. Expresia f(p2):
f(p2) = [f(p1)]^2 [56]
3.3.6. Expresia coeficientului de corecţie w: Coeficientul de corecţie w se calculează în mod diferit, în funcţie de limitele între care se situează valoarea lui f(p1) şi f(t1) şi anume: a) dacă: 0 < f(p1) ≤ 2 şi 1.09 ≤ f(t1) ≤ 1.4
w = 1 - 0.00075 * [f(p1)]^2.3 * e^[-20*f(tx)] - 0.0011 * w(h) * [f(p1)]^2 * [2.17 + 1.4 * w(h) - f(p1)]^2 [57]
în care s-a notat cu w(h) expresia:
w(h) = radical [f(tx)] [58]
b) dacă: 0 < f(p1) ≤ 1.3 şi 0.84 ≤ f(t1) < 1.09
w = 1 - 0.00075 * [f(p1)]^2.3 * (2- e^[-20*f(tx)]) - 1.317 * [f(tx)]^4 * f(p1) * [1.69 - f(p2)] [59]
c) dacă: 1.3 < f(p1) ≤ 2 şi 0.88 ≤ f(t1) < 1.09
w = 1 - 0.00075 * [f(p1)]^2.3 * (2-e^[-20*f(tx)]) + 0.455 *
* (200 * [f(tx)]^6 - 0.03249 * f(tx) + 2.0167 * [f(tx)]^2 - 18.028 * [f(tx)]^3 + 42.844 *
* [f(tx)]^4) * [f(p1) - 1.3] * [1.692 * 2^1.25 - f(p2)] [60]
3.3.7. Expresia m:
1 1 0.0161353
m = ───── * [0.0330378 - ───── * (0.0221323 - ─────────── )] [61]
f(t2) f(t1) f(t2)
3.3.8. Expresia f(pm2):
f(pm2) = m * f(p2) [62]
3.3.9. Expresia n:
1 1 0.0457697 0.133185
n = ─ * [───── * (0.265827 + ───────── ) - ──────── ] [63]
m f(t2) f(t2) f(t1)
3.3.10. Expresia b(w):
9 * n - 2 * m * n^3 w
b(w) = ──────────────────── - ──────────── [64]
54 * f(pm2) * f(p1) 2 * f(pm2)
3.3.11. Expresia c:
3 - m * n^2
c = ─────────── [65]
9 * f(pm2)
3.3.12. Expresia d(w):
d(w) = (b(w) + radical([b(w)]^2 + c^3))^1/3 [66]
3.3.13. Expresia z(rt):
0.00132
z(rt) = ──────────── + 1 [67]
[f(t1)]^3.25
3.3.14. Factorul de compresibilitate Z(aga):
[Z(rt)]^2
Z(aga) = ───────────────────────── [68]
c n
───── - d(w) + ─────────
d(w) 3 * f(p1)
După parcurgerea şirului de operaţii de la punctul (3.3.1) până la punctul (3.3.14) se testează valoarea comutatorului de program flag şi în funcţie de aceasta se fac următoarele operaţii: a) dacă flag = 0. După calculul factorului de compresibilitate Z(aga) pentru starea măsurată: - se reţine valoarea acestuia într-o variabilă de memorie Z: Z = Z(aga) - se atribuie parametrilor P, t valorile pentru starea de referinţă: P = 1.01325 [bar] şi t = 15 [(grade)C] - se atribuie comutatorului de program flag valoarea 1: flag = 1 - se reiau operaţiile începând de la punctul (3.3.1) până la punctul (3.3.14) pentru determinarea factorului de compresibilitate Z(aga) corespunzator stării de referinţă standard. b) dacă flag = 1. După calculul factorului de compresibilitate Z(aga) pentru starea de referinţă standard: - se trece la punctul următor (3.4) pentru calculul factorului de compresibilitate relativ. 3.4. Calculul factorului de compresibilitate relativ Z(r) 3.4.1. Factorul de compresibilitate relativ Z(r):
1 Z(aga)
Z(r) = ─────────────── = radical(────────) [69]
Z Z
radical(──────)
Z(aga)
unde:
Z = factorul de compresibilitate pentru starea măsurată
Z(aga) = factorul de compresibilitate pentru starea de referinţă standard
3.5. Calculul debitului orar Q(h) 3.5.1. Metoda utilizată pentru determinarea debitului orar Pentru determinarea debitului orar se foloseşte formula:
1 P * H
Q(h) = 0.21116526 * alfa * epsilon * de^2 * ────────────── * Z(r) * radical (────────────) [70]
radical[ro(S)] t + 273.155
Dacă se ţine cont de expresia parţială [44] notată cu Q(fix), care a fost deja calculată la punctul (3.2.20), rezultă că formula [70] de calcul a debitului orar se mai poate scrie şi sub forma:
Q(h) = Q(fix) * epsilon * Z(r) * alfa [71]
Dacă se mai face notaţia:
Q(fx) = Q(fix) * epsilon * Z(r) [72]
atunci expresia debitului orar va fi:
Q(h) = Q(fx) * alfa [73]
Deoarece debitul orar Q(h) se calculează în funcţie de alfa, şi alfa este în funcţie de RE, care la rândul său este funcţie de Q(h), determinarea debitului orar nu se poate face direct, ci numai prin aproximaţii succesive. Printr-un calcul iterativ executat în mai mulţi paşi (i = 1, 2, ..., n), se va evalua un şir de valori ale debitului orar Q(h), executând succesiv operaţiile de aproximare necesare, prin calcularea erorii până ce valoarea ei se încadrează în limita impusă şi prestabilită la începutul calculului iterativ. Pentru ca precizia calculului debitului să fie cât mai mare, se stabileşte iniţial o valoare foarte mică pentru eroarea maximă admisă:
delta Q(prest.) = 10^-5 [Smc/h] = 0.00001 [Smc/h] [74]
3.5.2. Determinarea debitului orar prin aproximaţii succesive În prima aproximaţie (pasul 1) se evaluează expresia Q(fx) şi se calculează debitului orar Q(h) cu formula [70], în care se ia pentru alfa valoarea calculată la punctul (3.2.22) corespunzătoare lui RE = 10^6, aşa cum s-a stabilit iniţial la începutul calculelor de la punctul (3.1), atribuind lui Q(1) şi RE valorile iniţiale [Q(1) = 0 şi RE = 10^6]. 3.5.2.1. Evaluarea expresiei Q(fx):
Q(fx) = Q(fix) * epsilon * Z(r) [75]
3.5.2.2. Calculul debitul orar Q(h):
Q(h) = Q(fx) * alfa [76]
3.5.2.3. Determinarea erorii debitului calculat DELTA Q: Eroarea DELTA Q, reprezintă diferenţa absolută dintre cele două valori succesive ale debitului, obţinute prin calculul iterativ, comparativ cu pasul anterior de aproximare:
DELTA Q = │Q(h) - Q(1)│ [77]
3.5.2.4. Verificarea încadrării în precizia prestabilită: Se va compara eroarea debitului calculat DELTA Q, cu eroarea maximă prestabilită delta Q(prest). În funcţie de rezultatul comparării se vor efectua următoarele operaţii: a) dacă DELTA Q < delta Q(prest): Operaţia de aproximare s-a terminat, ultima valoare Q(h) calculată rămâne definitivă, încadrându-se în precizia de calcul prestabilită. Se va trece la punctul (3.6.) pentru calculul debitului zilnic. b) dacă DELTA Q > delta Q(prest): Se continuă procedeul de aproximare, trecând la pasul următor, efectuând următoarele operaţii: 3.5.2.5. Înlocuirea lui Q(1) cu valoarea lui Q(h):
Q(1) = Q(h) [78]
3.5.2.6. Recalcularea valorii lui RE:
RE = Q(1) * RE(fix) [79]
3.5.2.7. Corecţia coeficientului de debit alfa în funcţie de noua valoare recalculată a lui RE: Recalcularea coeficientului de debit alfa se va face în funcţie de tipul elementului primar(te) cu formulele descrise anterior la punctul (3.2.22) 3.5.2.8. Reluarea operaţiilor începând de la punctul (3.5.2.2) cu noua valoare recalculată a coeficientului de debit alfa. 3.6. Calculul debitului zilnic Evaluarea debitului zilnic se face în ultima fază de calcul, în funcţie de tipul măsurării zilnice, pe baza debitului orar calculat separat pentru fiecare set de aparate utilizat şi a duratei măsurătorilor efectuate cu setul de aparate respectiv. Dacă se consideră cazul cel mai complex (timz = 3), în care măsurătorile zilnice s-au efectuat cu două seturi de aparate diferite (Set Aparate 1 şi Set Aparate 2), în două intervale de timp din zi [ore f(1) şi ore f(2)], atunci pe baza celor două debite orare [Q(h1) şi Q(h2)], calculate separat pentru fiecare set de aparate utilizat, se vor determina debitelele zilnice parţiale [Q(z1) şi Q(z2)] pentru cele două intervale de timp, după care se va face calculul debitului zilnic total Q(ztot) prin însumarea celor două debite zilnice parţiale. 3.6.1. Debitul zilnic parţial calculat pentru măsurătorile efectuate pe intervalul ore f(1) cu Set Aparate 1:
Q(z1) = Q(h1) * ore f(1) [80]
3.6.2. Debitul zilnic parţial calculat pentru măsurătorile efectuate pe intervalul ore f(2) cu Set Aparate 2:
Q(z2) = Q(h2) * ore f(2) [81]
3.6.3. Debitul zilnic total se obţine prin însumarea celor două debite parţiale:
Q(ztot) = Q(z1) + Q(z2) [82]
4. Stocarea debitelor zilnice calculate Debitele zilnice calculate sunt stocate separat în 12 fişiere lunare: DGAZ01, ... DGAZ12. Pentru fiecare punct de măsură, este prevăzută câte o înregistrare în cadrul fiecărui fişier lunar, înregistrare care prin structura sa de câmpuri asigură stocarea separată a debitelor zilnice calculate pentru fiecare zi din luna respectivă şi a debitelor cumulate corespunzătoare. Înregistrarea cuprinde 31 de câmpuri distincte pentru stocarea debitelor zilnice la nivel de lună şi 31 de câmpuri distincte pentru stocarea debitelor cumulate la nivel de lună, astfel fiind asigurat spaţiul de stocare a debitelor zilnice şi cumulate calculate pe o perioadă de un an de zile. ANEXA 10 (la Codul Reţelei pentru Sistemul Naţional de Transport a gazelor naturale)
┌────┬────────────────────────────────────────────────────────────────────────┬─────────────────────────┐
│Nr. │ Tarif │ U.M. │
│Crt.│ │ │
├────┼────────────────────────────────────────────────────────────────────────┴─────────────────────────┤
│ │ Tarif de transport în SNT (TT) │
│ ├──────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────┤
│ │a. pentru servicii de transport cu rezervare de capacitate prin SNT (TTF): │
│ ├────────────────────────────────────────────────────────────────────────┬─────────────────────────┤
│ 1 │- componentă fixă pentru rezervarea capacităţii pentru servicii ferme │ kWh şi zi de rezervare │
│ │- componentă volumetrică │ kW transportaţi │
│ ├────────────────────────────────────────────────────────────────────────┴─────────────────────────┤
│ │b. pentru servicii întreruptibile de transport prin SNT (TTI): │
│ ├────────────────────────────────────────────────────────────────────────┬─────────────────────────┤
│ │- componentă fixă pentru rezervarea capacităţii pentru servicii │ kWh şi zi de rezervare │
│ │ întreruptibile │ │
│ │- componentă volumetrică │ kW transportaţi │
├────┼────────────────────────────────────────────────────────────────────────┴─────────────────────────┤
│ │ Tarif pentru instruire şi instalarea platformei informatice necesare derulării contractelor (TUR)│
│ 2 ├────────────────────────────────────────────────────────────────────────┬─────────────────────────┤
│ │ │pentru fiecare Utilizator│
│ │ │ de Reţea │
├────┼────────────────────────────────────────────────────────────────────────┴─────────────────────────┤
│ │ Tarif pentru FTG ex-post (TFTG) │
│ 3 ├────────────────────────────────────────────────────────────────────────┬─────────────────────────┤
│ │ │ pentru fiecare transfer │
├────┼────────────────────────────────────────────────────────────────────────┴─────────────────────────┤
│ │ Tarif de nerespectare a nominalizării (TNN) │
│ ├────────────────────────────────────────────────────────────────────────┬─────────────────────────┤
│ │ 3% < Diferenţa între alocare şi nominalizarea aprobată ≤ 10% │pentru fiecare kWh/zi din│
│ │ │ interval │
│ 4 ├────────────────────────────────────────────────────────────────────────┼─────────────────────────┤
│ │ 10% < Diferenţa între alocare şi nominalizarea aprobată ≤ 20% │pentru fiecare kWh/zi din│
│ │ │ interval │
│ ├────────────────────────────────────────────────────────────────────────┼─────────────────────────┤
│ │ Diferenţa între alocare şi nominalizarea aprobată > 20% │pentru fiecare kWh/zi din│
│ │ │ interval │
├────┼────────────────────────────────────────────────────────────────────────┴─────────────────────────┤
│ │ Tarif de depăşire a capacităţii rezervate (TDCR) │
│ 5 ├────────────────────────────────────────────────────────────────────────┬─────────────────────────┤
│ │ │ pentru fiecare kWh/zi │
│ │ │ depăşit │
├────┼────────────────────────────────────────────────────────────────────────┴─────────────────────────┤
│ │ Tarif pentru livrare sub nominalizare (TLSN) │
│ 6 ├────────────────────────────────────────────────────────────────────────┬─────────────────────────┤
│ │ │ pentru fiecare kWh/zi │
│ │ │ nelivrat │
├────┼────────────────────────────────────────────────────────────────────────┴─────────────────────────┤
│ │ Tarif pentru livrare sub capacitatea rezervată (TLSC) │
│ 7 ├────────────────────────────────────────────────────────────────────────┬─────────────────────────┤
│ │ │ pentru fiecare kWh/zi │
│ │ │ nelivrat │
├────┼────────────────────────────────────────────────────────────────────────┴─────────────────────────┤
│ │ Tarif de dezechilibru zilnic (TDZ) │
│ ├────────────────────────────────────────────────────────────────────────┬─────────────────────────┤
│ │ A │ lei │
│ 8 ├────────────────────────────────────────────────────────────────────────┼─────────────────────────┤
│ │ B │ lei │
│ ├────────────────────────────────────────────────────────────────────────┼─────────────────────────┤
│ │ C │ lei │
├────┼────────────────────────────────────────────────────────────────────────┴─────────────────────────┤
│ │ Tarif de dezechilibru acumulat (TDA) │
│ ├────────────────────────────────────────────────────────────────────────┬─────────────────────────┤
│ │ L │ Lei/kWh │
│ ├────────────────────────────────────────────────────────────────────────┼─────────────────────────┤
│ │ M │ Lei/kWh │
│ ├────────────────────────────────────────────────────────────────────────┼─────────────────────────┤
│ │ N │ Lei/kWh │
│ ├────────────────────────────────────────────────────────────────────────┼─────────────────────────┤
│ 9 │ O │ Lei/kWh │
│ ├────────────────────────────────────────────────────────────────────────┼─────────────────────────┤
│ │ P │ Lei/kWh │
│ ├────────────────────────────────────────────────────────────────────────┼─────────────────────────┤
│ │ Q │ Lei/kWh │
│ ├────────────────────────────────────────────────────────────────────────┼─────────────────────────┤
│ │ R │ Lei/kWh │
│ ├────────────────────────────────────────────────────────────────────────┼─────────────────────────┤
│ │ S │ Lei/kWh │
│ ├────────────────────────────────────────────────────────────────────────┼─────────────────────────┤
│ │ T │ Lei/kWh │
│ ├────────────────────────────────────────────────────────────────────────┼─────────────────────────┤
│ │ U │ Lei/kWh │
└────┴────────────────────────────────────────────────────────────────────────┴─────────────────────────┘
Valorile aferente tarifelor de mai sus sunt aprobate prin Ordin al Preşedintelui AC şi sunt publicate înMonitorul Oficial al României, Partea I. ANEXA 11 Proceduri de facturare*)────────── *) Notă CTCE: Imaginea reprezentând procedurile de facturare, se găseşte în Monitorul Oficial al României, Partea I, nr. 71 bis din 30 ianuarie 2008, la pagina 118 (a se vedea imaginea asociată).────────── ------- 
