--------- *) Aprobat de Ordinul nr. 16 din 27 martie 2013 al Agenţiei Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei, publicat în Monitorul Oficial al României, Partea I, nr. 171 din 29 martie 2013. 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 din România. ART. 2 (1) Prevederile Codului reţelei pentru Sistemul naţional de transport al gazelor naturale, denumit în continuare Codul reţelei, sunt în conformitate cu prevederile Legii energiei electrice şi a gazelor naturale nr. 123/2012 şi ale Regulamentului (CE) nr. 715/2009 al Parlamentului European şi al Consiliului din 13 iulie 2009 privind condiţiile de acces la reţelele pentru transportul gazelor naturale şi de abrogare a Regulamentului (CE) nr. 1775/2005, cu modificările ulterioare, şi se aplică de către Societatea Naţională de Transport Gaze Naturale "Transgaz" - S.A. Mediaş, denumită în continuare operatorul de transport şi de sistem, de utilizatorii Sistemului naţional de transport, denumiţi în continuare utilizatori ai reţelei, de producătorii de gaze naturale, de furnizorii de gaze naturale, precum şi de operatorii de distribuţie, clienţii direcţi şi operatorii de înmagazinare. (2) Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei, denumită în continuare Autoritate Competentă urmăreşte aplicarea prevederilor Codului reţelei de către operatorii economici precizaţi la alin. (1). ART. 3 Operatorii economici precizaţi la art. 2 alin. (1) pot înainta Autorităţii Competente, în scris, propuneri de amendare a Codului reţelei, cu precizarea tuturor secţiunilor Codului reţelei care urmează să fie amendate, însoţite 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. 4 (1) Autoritatea Competentă aprobă modificarea şi/sau completarea Codului reţelei, la propunerea operatorilor economici precizaţi la art. 2 alin. (1), după consultarea Grupului de lucru constituit în acest scop. Componenţa Grupului de lucru se stabileşte de către Autoritatea Competentă. (2) Grupul de lucru emite un punct de vedere în termen de 10 zile lucrătoare din momentul primirii unei solicitări. ART. 5 Fiecare amendament adus Codului reţelei intră în vigoare la data publicării în Monitorul Oficial. ART. 6 (1) În cuprinsul Codului reţelei sunt utilizate următoarele abrevieri: AC - autoritate competentă CD - client direct FTC - facilitate de transfer de capacitate FTG - facilitate de transfer de gaze naturale GNL - gaze naturale lichefiate OD - operator de distribuţie OÎ - operator de înmagazinare OTS - operator de transport şi de sistem SNT - sistemul naţional de transport al gazelor naturale din România SRM - staţie de reglare-măsurare gaze naturale UR - utilizator al reţelei (2) În sensul Codului reţelei, următorii termeni se definesc după cum urmează: Alocare atribuirea, de către operatorii sistemelor adiacente sau, după caz, OTS, a cantităţilor de gaze naturale pentru UR, în 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. Capacitate de transport rezervată capacitatea aprobată de OTS prin contract în baza solicitării UR, exprimată în MWh/zi, pe care OTS are obligaţia de a o pune la dispoziţia UR în orice moment pe durata valabilităţii contractului de transport în condiţii ferme sau de întreruptibilitate. Clienţi ai UR parteneri contractuali ai UR, pentru care UR încheie contract de transport cu OTS. Condiţii de bază condiţii specificate la care este transformată cantitatea de gaze naturale măsurată. Client direct clientul 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 mecanism prin care UR pot face transfer direct de capacitate, cu respectarea condiţiilor din Codul reţelei. Facilitate de transfer de gaze naturale posibilitatea de a transfera cantităţi de gaze naturale între UR în scopul diminuării dezechilibrului zilnic şi acumulat înregistrat(e) de aceştia. Foloseşte sau pierde pierderea dreptului la capacitatea aprobată şi nefolosită. Forţa majoră acel eveniment extern, imprevizibil, absolut invincibil şi inevitabil, care exonerează de răspundere partea care îl invocă. Gaze de echilibrare volumele de gaze naturale necesare pentru asigurarea echilibrări fizice a SNT în condiţii de funcţionare normală. Importator titular al licenţei de furnizare a gazelor naturale, proprietar al gazelor naturale provenite din import în baza documentelor legale, care predă cantităţile respective la intrarea în SNT. Lună lună calendaristică. Jurnalul de calibrare documentul în care sunt evidenţiate: data, modul şi persoana autorizată care a efectuat calibrarea traductorilor în punctul de intrare în/ieşire din SNT. Partener producătorii, importatorii/furnizorii, CD, OD, OÎ, 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 OTS. Primul venit-primul servit principiu de alocare a capacităţii disponibile de către OTS în ordinea de primire a solicitărilor, în cadrul fiecărui nivel de prioritate. Procedură de corelare procedura prin care OTS analizează comparativ nominalizarea unui UR la un anumit punct de intrare în sau de ieşire cu informaţiile partenerilor privind respectivul punct de intrare în sau de ieşire din SNT. Program de transport Grafic anual de transport comunicat de UR şi convenit cu OTS 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 comercial pentru FTG un punct reprezentat în platforma informaţională, în care OST afişează informaţiile privind dezechilibrele zilnice înregistrate de UR şi în care UR au posibilitatea de utilizare a FTG. 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 OTS pentru sau în legătură cu rezervarea capacităţii de transport şi tranzitul prin SNT al volumelor determinate de gaze naturale, pe perioada de valabilitate a unui contract. Sistem adiacent sistem fizic conectat la SNT. Unitate de energie unitatea de măsură a cărei valoare va fi exprimată în MWh. Unitate de volum unitate de măsură pentru volum exprimată în metri cubi - mc - sau mii metri cubi - mii mc. Utilizator al reţelei partener contractual al OTS, în baza contractelor de transport şi al furnizorilor, producătorilor, importatorilor, CD, OD, OÎ, în baza contactelor încheiate cu aceştia. Pro rata principiu de alocare proporţională cu nominalizarea a cantităţilor de gaze naturale în punctele SNT aplicat UR de către OTS 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; toate drepturile şi obligaţiile aferente potrivit contractelor privind transportul de gaze naturale sunt majorate sau reduse în mod corespunzător în respectivele zile gaziere. (3) Termenii definiţi la alin. (2) se completează cu cei definiţi în Legea energiei electrice şi a gazelor naturale nr. 123/2012 şi în Regulamentul (CE) nr. 715/2009 al Parlamentului European şi al Consiliului din 13 iulie 2009, cu modificările ulterioare. CAP. II PUNCTELE DE INTRARE/IEŞIRE ÎN/DIN SNT ART. 7 Prezentul capitol descrie punctele de intrare/ieşire în/din SNT pentru UR, sub aspectul accesului la SNT potrivit procedurilor definite în prezentul Cod al reţelei. ART. 8 Punctele de intrare/ieşire în/din SNT se publică pe pagina de internet a OTS, în conformitate cu art. 20. Puncte de intrare în SNT ART. 9 Un punct de intrare este acel punct fizic în care, în baza contractului, UR predă şi OTS preia, pentru transport prin SNT, gazele naturale din sistemele adiacente. ART. 10 Punctul de intrare fizic este reprezentat de sistemul/mijlocul de măsurare fiscală/comercială, cu excepţia situaţiilor prevăzute la art. 12. ART. 11 AC poate aproba crearea mai multor puncte virtuale de intrare dintr-un punct fizic sau gruparea mai multor puncte fizice de intrare într-un punct de intrare virtual, la propunerea OTS şi/sau UR. ART. 12 În cazul punctelor virtuale create dintr-un punct fizic, respectivele puncte virtuale au caracter de punct fizic, aşa cum acesta a fost definit la art. 9. ART. 13 Punctele de intrare în SNT pot fi: a) puncte de intrare din import: b) puncte de intrare din perimetrele de producţie; c) puncte de intrare din depozitele de înmagazinare subterană (pentru extracţia de gaze naturale din depozitele de înmagazinare subterană); d) puncte de interconectare cu alte sisteme de transport al gazelor naturale din state membre ale UE; e) puncte de interconectare cu alte sisteme de transport al gazelor naturale din state terţe (non-UE); f) puncte de intrare din terminale GNL; g) puncte de intrare din instalaţii de producţie a biogazului sau a altor gaze care îndeplinesc condiţiile de calitate pentru a putea fi livrate/transportate în/prin SNT. Puncte de ieşire din SNT ART. 14 (1) Un punct de ieşire este acel punct fizic în care, în baza contractului, OTS predă şi UR preia gazele naturale transportate prin SNT în scopul predării acestora în sistemele adiacente/la CD. (2) În cazul localităţilor alimentate prin mai multe puncte fizice interconectate între ele, la solicitarea OD, OTS poate substitui punctele fizice respective printr-un punct de tip inel cu caracter de punct fizic, aşa cum acesta a fost definit la alin. (1). ART. 15 Punctul de ieşire fizic este reprezentat de sistemul/mijlocul de măsurare fiscală/comercială, cu excepţia situaţiilor prevăzute la art. 14 alin. (2). ART. 16 AC poate aproba gruparea mai multor puncte fizice de ieşire, inclusiv a celor menţionate la art. 14 alin. (2), într-un punct de ieşire virtual, la propunerea OTS şi/sau UR. ART. 17 Punctele de ieşire din SNT pot fi: a) puncte de ieşire spre sisteme de distribuţie; b) puncte de ieşire spre CD; c) puncte de ieşire spre depozitele de înmagazinare subterană (pentru injecţia de gaze naturale în depozitele de înmagazinare subterană); d) puncte de interconectare cu alte sisteme de transport gaze naturale din state membre ale UE; e) puncte de interconectare cu alte sisteme de transport gaze naturale din state terţe (non-UE); f) puncte de ieşire spre reţelele de conducte din amonte. Proceduri/operaţiuni comerciale derulate în punctele de intrare/ieşire în/din SNT ART. 18 (1) În punctele fizice de intrare/ieşire în/din SNT se derulează următoarele proceduri/operaţiuni comerciale prevăzute de Codul reţelei: a) accesul la serviciile de transport: (i) rezervarea de capacitate; (ii) stabilirea programului de transport. b) procedurile operaţionale de utilizare a SNT: (i) nominalizarea/renominalizarea; (ii) corelarea nominalizărilor; (iii) alocarea (doar în cazul punctelor de ieşire din SNT). c) procedurile de management al congestiilor contractuale: (i) returnarea voluntară de capacitate; (ii) FTC; (iii) transferul obligatoriu de capacitate. d) aplicarea tarifelor de dezechilibru: (i) tariful de depăşire a capacităţii rezervate; (ii) tariful pentru neasigurarea capacităţii rezervate. (2) Rezervarea de capacitate în puncte fizice de intrare/ieşire în/din SNT se va face începând cu anul gazier 2012-2013. (3) Tariful de depăşire a capacităţii rezervate şi tariful pentru neasigurarea capacităţii rezervate se vor percepe numai după aplicarea sistemului de tarifare de tip "intrare-ieşire". ART. 19 (1) În punctele virtuale de intrarea ieşire în/din SNT se derulează următoarele proceduri/operaţiuni comerciale prevăzute de Codul reţelei: a) procedurile operaţionale de utilizare a SNT: (i) alocarea (doar în cazul punctelor de intrare în SNT). b) aplicarea tarifelor de dezechilibru: (i) tariful de nerespectare a nominalizării; (ii) tariful de dezechilibru zilnic; (iii) tariful de dezechilibru acumulat; (iv) tariful pentru livrare sub nominalizarea aprobată. (2) În punctul comercial pentru FTG se derulează transferul cantităţilor de gaze naturale de la un UR la alt UR. (3) Pentru aplicarea tarifelor prevăzute la alin. (1) lit. b) se iau în considerare următoarele date: a) nominalizările în puncte virtuale de intrare obţinute prin însumarea nominalizărilor aprobate pentru punctele fizice aferente; b) alocările finale în punctele virtuale de intrare; c) nominalizările în puncte virtuale de ieşire obţinute prin însumarea nominalizărilor aprobate pentru punctele fizice aferente; d) alocările finale în punctele virtuale de ieşire obţinute prin însumarea alocărilor finale pentru punctele fizice aferente; e) cantităţile care au făcut obiectul FTG. Obligaţii legate de asigurarea transparenţei privind condiţiile de acces la SNT ART. 20 OTS are obligaţia de a publica pe pagina de internet cel puţin informaţiile prevăzute de Regulamentul (CE) nr. 715/2009, cu modificările ulterioare ART. 21 Capacitatea disponibilă publicată pe pagina de internet de către OTS, conform cerinţelor precizate la art. 20, pentru fiecare punct definit mai sus reprezintă o valoare de referinţă. CAP. III ACCESUL LA SERVICIILE DE TRANSPORT AFERENTE SNT ART. 22 OTS asigură accesul nediscriminatoriu la capacitatea disponibilă în punctele de intrare/ieşire în/din SNT. ART. 23 (1) Capacitatea necesară OTS pentru operarea şi întreţinerea sistemului, defalcată pe puncte de intrare/ieşire în/din SNT, va fi înaintată AC în vederea aprobării, anual, până la data de 15 martie. (2) AC analizează şi aprobă capacitatea solicitată până la data de 31 martie. ART. 24 (1) În perioada 15 martie - 1 aprilie potenţialii UR îşi pot declara în scris intenţia de rezervare de capacitate pentru următoarele perioade de timp: a) un an gazier sau multiplu de ani gazieri; b) un trimestru, începând cu 1 iulie, 1 octombrie, 1 ianuarie sau 1 aprilie; c) o lună, începând cu prima zi gazieră a fiecărei luni; d) o zi gazieră, în scopul creării contului de acces la platforma informaţională a OTS pentru configurarea solicitării de rezervare de capacitate. ART. 25 (1) OTS acordă capacitatea în punctele de intrare/ieşire în/din SNT pe baza principiului "primul venit, primul servit", în următoarea ordine de prioritate: a) pentru capacităţile solicitate în scopul îndeplinirii obligaţiilor de serviciu public; b) pentru capacităţile solicitate în alte scopuri decât îndeplinirea obligaţiilor de serviciu public. (2) Prin excepţie de la prevederile alin. (1), principiile de acordare de capacitate pentru punctele de interconectare cu un sistem de transport adiacent pot fi diferite, în conformitate cu acordurile stabilite între operatorii sistemelor de transport interconectate. Cerinţe privind accesul la serviciile de transport aferente SNT ART. 26 (1) Capacitatea este rezervată de către UR, prin semnarea unui contract de transport cu OTS, în conformitate cu contractul-cadru de transport precizat în Anexa nr. 1. (2) Capacitatea rezervată este fermă sau întreruptibilă. ART. 27 Încheierea contractului de transport este condiţionată de îndeplinirea următoarelor cerinţe: A. cerinţe financiare: (i) UR au obligaţia ca înainte de încheierea contractului de transport să prezinte OTS dovada ratingului acordat de o instituţie financiară/agenţie de rating; (ii) în cazul în care ratingul acordat este valabil pentru o societate-mamă a UR care solicită accesul, acesta va fi însoţit de o scrisoare de la societatea-mamă prin care aceasta se angajează a garanta obligaţiile de plată pentru UR care solicită acces la SNT; (iii) dovada privind ratingul acordat UR sau societăţii-mamă, însoţită de scrisoarea de angajament de garantare a obligaţiilor de plată ale UR, se va prezenta odată cu depunerea cererii de rezervare de capacitate; (iv) nivelul minim de rating acceptat va fi cel acordat TRANSGAZ sau echivalent cu acesta. (v) în situaţia în care UR care solicită acces la SNT nu poate prezenta ratingul sus-menţionat, acesta are obligaţia să prezinte o garanţie financiară emisă de o instituţie financiară (bancă comercială), a cărei valoare să acopere minim 5% din contravaloarea capacităţii solicitate. Garanţia financiară se va prezenta de către UR cu cel puţin 6 zile lucrătoare înainte de încheierea contractului de transport; (vi) garanţia financiară poate fi constituită în numerar, sub formă de cont garantat (depozit colateral) şi/sau sub formă de garanţie de plată (scrisoare de garanţie bancară) emisă de o bancă convenită de comun acord; (vii) în cazul majorării cu peste 20% a tarifului pentru rezervare de capacitate, valoarea garanţiei iniţiale se ajustează în mod corespunzător; OTS este obligat să notifice toţi UR în legătură cu acest lucru şi să solicite ajustarea garanţiei iniţiale în termen de 5 zile calendaristice de la majorarea tarifului pentru rezervare de capacitate. (viii) garanţia financiară prevăzută prin proiectul de contract este reciprocă şi se activează de către părţi imediat după acceptarea şi semnarea contractului de transport. B. cerinţe tehnice: (i) OTS deţine o platformă informaţională, realizată în conformitate cu prevederile prezentului act normativ. Serverele OTS sunt sincronizate cu un server de timp precizat în documentaţia de utilizare a platformei; (ii) UR trebuie să dispună de mijloace informatice care să permită transmiterea informaţiilor în platforma informaţională a OTS, în conformitate cu prevederile Codului reţelei. ART. 28 (1) Neîndeplinirea cerinţelor financiare şi/sau tehnice de acces sus-menţionate, în orice moment pe durata valabilităţii contractului de transport poate constitui motiv de reziliere a contractului de transport. (2) Rezilierea contractului se realizează de către OTS după notificarea prealabilă a UR; notificarea va fi însoţită de un termen de conformare de minim o zi lucrătoare. ART. 29 (1) OTS are obligaţia publicării pe pagina proprie de internet a datelor de identificare pentru toţi UR care îndeplinesc cerinţele pentru încheierea contractului de transport. (2) OTS are obligaţia 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. 27 pentru UR care solicită încheierea contractului de transport. (3) Procedura precizată la alin. (2) va fi aprobată de AC şi publicată pe pagina de internet a OTS. Rezervarea de capacitate ART. 30 (1) Rezervarea de capacitate se face în punctele de intrare în SNT şi în punctele de ieşire din SNT, în unităţi de energie. (2) Capacitatea solicitată se calculează luând în considerare puterea calorifică superioară medie anuală, determinată pe baza datelor din anul calendaristic anterior. (3) În cazul contractelor de transport încheiate pentru un multiplu de ani gazieri, capacitatea rezervată se va recalcula anual în conformitate cu prevederile alin. (2). ART. 31 UR 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. 32 (1) UR are dreptul de a solicita capacitate peste portofoliul de clienţi existent, cu condiţia ca solicitarea să fie susţinută documentat cu cel puţin 10 zile înainte de începerea perioadei pentru care se solicită capacitatea. (2) Contractele de transport se semnează pentru capacitatea solicitată în baza portofoliului de clienţi estimat al fiecărui UR. (3) În cazul schimbării UR, capacitatea clientului este transferată automat la noul UR, cu notificarea prealabilă a OTS în termen de 5 zile prin transmiterea cererii de transfer semnată de ambii UR. (4) UR îşi vor actualiza permanent portofoliile de clienţi şi îl vor informa în termen de 5 zile lucrătoare pe OTS în legătură cu modificările intervenite. (5) OTS va opera în mod corespunzător schimbările în contractele de transport. ART. 33 Pentru punctele de intrare/ieşire în/din SNT, indiferent de regimul de proprietate al acestora, OTS este îndrituit să deruleze operaţiunile de rezervare de capacitate şi celelalte operaţiuni prevăzute în Codul reţelei. ART. 34 Pentru rezervarea de capacitate în punctele de intrare din import, din perimetrele de producţie şi din depozitele de înmagazinare subterană, precum şi în punctele de ieşire spre depozitele de înmagazinare subterană, UR care solicită capacitate în aceste puncte trebuie să emită o declaraţie conform modelului prevăzut în Anexa nr. 2. ART. 35 Pentru majorarea capacităţii aprobate, UR va urma aceeaşi procedură ca în cazul solicitării de capacitate, potrivit prevederilor art. 37. ART. 36 Capacitatea în punctele de intrare/ieşire în/din SNT poate fi solicitată de către UR: a) în fiecare an, în intervalul 1 aprilie - 1 mai, pentru un an gazier sau un multiplu de ani gazieri; b) cu cel puţin două săptămâni anterior datei solicitate pentru intrarea în vigoare a contractului, pentru o perioadă de un trimestru sau un multiplu de trimestre, cu încadrare în anul gazier; c) cu cel puţin o săptămână anterior datei solicitate pentru intrarea în vigoare a contractului, pentru o perioadă de o lună sau un multiplu de luni, cu încadrare în trimestru; d) cu cel puţin trei zile lucrătoare anterior datei solicitate pentru intrarea în vigoare a contractului, pentru o perioadă de o zi gazieră sau multiplu de zile gaziere, cu încadrare în lună. Procedura de solicitare de capacitate ART. 37 (1) UR solicită rezervarea de capacitate în SNT prin completarea şi transmiterea formularului "Solicitare de capacitate", conform modelului din Anexa nr. 3, împreună cu propunerea de program de transport, direct în platforma informaţională în conformitate cu prevederile art. 27 lit. B. (2) În situaţia în care, din motive tehnice legate de indisponibilitatea platformei, UR nu poate transmite documentele precizate la alin. (1) direct în platformă, formularul şi programul de transport vor fi transmise prin e-mail în format XML furnizat de către OTS. (3) Puterea calorifică superioară medie anuală luată în calcul pentru rezervarea de capacitate în unităţi de energie (MWh/zi) se calculează ca medie ponderată cu volumele de gaze naturale a puterilor calorifice superioare determinate în perioada anului calendaristic anterior pentru fiecare punct considerat. (4) Valorile puterilor calorifice superioare medii anuale calculate conform alin. (3), afişate pe pagina de internet a OTS la data de 31 martie, sunt valabile pentru întreaga perioadă a anului gazier următor. ART. 38 (1) Pentru rezervarea de capacitate pentru un an gazier sau un multiplu de ani gazieri, OTS are obligaţia ca până la data de 15 iunie să comunice UR acordarea accesului la SNT sau motivele refuzului de acordare a accesului (integral sau parţial), precum şi eventualele observaţii la programul de transport propus. (2) Pentru rezervarea de capacitate pentru o perioadă mai mică de un an gazier, OTS are obligaţia ca, în termen de două zile lucrătoare de la data primirii solicitării, să comunice UR acordarea accesului la SNT sau motivele refuzului de acordare a accesului (integral sau parţial), precum şi eventualele observaţii la programul de transport propus. (3) OTS 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, UR poate transmite în termen de o zi lucrătoare o obiecţie scrisă, la care OTS are obligaţia de a răspunde în termen de o zi lucrătoare. ART. 40 OTS va ţine evidenţa acordărilor şi refuzurilor de capacitate pentru fiecare UR, pentru a informa AC cel puţin o dată pe an. ART. 41 OTS are dreptul să refuze solicitările de capacitate care nu respectă termenele precizate la art. 36. ART. 42 În cazul în care capacitatea solicitată se aprobă (integral sau parţial), OTS va transmite contractul de transport în două exemplare în termen de o zi lucrătoare de la data aprobării, specificată în notificare. Expedierea acestor două exemplare ale contractului de transport reprezintă o ofertă 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. 149 alin. (1) din Legea nr. 123/2012; b) UR nu îndeplineşte condiţiile legale corespunzătoare tipului de capacitate solicitată; c) UR/solicitantul nu îndeplineşte cerinţele prevăzute la art. 27; d) UR înregistrează datorii restante provenite din derularea contractelor de servicii de transport anterioare, exceptând datoriile apărute ca urmare a îndeplinirii de către UR a obligaţiilor de serviciu public. ART. 44 În cazul în care acceptă proiectul de contract de transport trimis de OTS, UR activează garanţia financiară, după caz, potrivit condiţiilor prevăzute la art. 27 pct. A, şi returnează exemplarele semnate ale contractului de transport către OTS, spre contrasemnare, în termen de o zi lucrătoare de la primirea acestora. CAP. IV PRESTAREA SERVICIULUI DE TRANSPORT ART. 45 (1) Pentru implementarea contractului de transport, UR 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 UR a rezervat capacitate; informarea va fi sub forma programului de transport şi a nominalizărilor/renominalizărilor, cu respectarea procedurilor şi termenelor prevăzute în prezentul capitol. (2) La întocmirea programului de transport şi a nominalizărilor/renominalizărilor, UR vor ţine cont de lucrările planificate care cauzează o reducere sau o întrerupere a capacităţii în SNT. (3) OTS va publica pe pagina sa de internet perioadele pentru lucrările de întreţinere planificate, astfel: a) nu mai târziu de 1 martie, pentru perioada anului gazier următor; b) nu mai târziu de 1 decembrie, eventualele modificări pentru perioada 1 ianuarie - 30 iunie a anului gazier curent. (4) OTS are obligaţia de a informa UR, cu cel puţin 3 zile lucrătoare anterior datei efectuării lucrărilor prevăzute la alin. (3), în legătură cu perioada de întrerupere şi cu privire la data previzionată a reluării prestării serviciului de transport. (5) UR vor fi informaţi în legătură cu orice modificare a graficului de lucrări planificate cu cel puţin 30 zile înainte de data efectuării acestora. (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 OTS, programul de transport şi nominalizările/renominalizările. Programul de transport ART. 46 (1) Programul de transport va fi întocmit de UR în conformitate cu modelul prezentat în Anexa nr. 5, pentru fiecare lună fiind precizate următoarele: a) cantitatea de gaze naturale, exprimată în unităţi de energie, la fiecare punct de intrare în SNT la care UR a rezervat capacitate, defalcat pe parteneri; b) cantitatea de gaze naturale, exprimată în unităţi de energie, la fiecare punct de ieşire din SNT la care UR a rezervat capacitate, defalcat pe parteneri. (2) UR transmit programul de transport direct în platforma informaţională în conformitate cu procedura prevăzută la art. 27 lit. B. (3) În situaţia în care, din motive tehnice legate de indisponibilitatea platformei, UR nu poate transmite documentul precizat la alin. (1) direct în platformă, programul de transport va fi transmis prin e-mail în format XML furnizat de către OTS. (4) Puterea calorifică superioară medie anuală luată în calcul pentru elaborarea programului de transport în unităţi de energie (MWh/zi) se calculează ca medie ponderată cu volumele de gaze naturale a puterilor calorifice superioare determinate în perioada anului calendaristic anterior pentru fiecare punct considerat. (5) Valorile puterilor calorifice superioare medii anuale determinate conform alin. (4) vor fi disponibile pe pagina de internet a OTS la data de 31 martie. (6) Parametrii operativi aferenţi punctelor fizice de intrare/ieşire în/din SNT - presiune minimă, presiune maximă, capacitate - precum şi drepturile şi obligaţiile părţilor cu privire la respectarea acestor parametri vor face obiectul unor convenţii bilaterale încheiate de OTS cu producătorii, OD şi OÎ până la data de 15 aprilie pentru anul gazier următor. CD vor încheia convenţii bilaterale direct sau prin furnizorii lor, după caz. (7) Parametrii operativi aferenţi punctelor fizice de intrare/ieşire în/din SNT, stabiliţi de comun acord în cadrul convenţiilor bilaterale, vor fi publicaţi pe pagina de internet a OTS, conform prevederilor art. 20, şi vor sta la baza încheierii contractelor de transport. ART. 47 Programul de transport se va anexa la contractul de transport. După începerea anului gazier şi cel târziu cu 5 zile anterior începerii lunii de livrare, până la ora 14.00, UR îşi pot modifica programul de transport pentru luna următoare sau pentru restul anului gazier. ART. 48 (1) Programul de transport poate fi modificat prin notificarea scrisă a UR. Notificarea este întocmită în conformitate cu modelul prevăzut în Anexa nr. 6 şi transmisă direct în platforma informaţională. (2) În situaţia în care, din motive tehnice legate de indisponibilitatea platformei, UR nu poate transmite documentul precizat la alin. (1) direct în platformă, notificarea va fi transmisă prin e-mail în format XML furnizat de către OTS. Nominalizări şi renominalizări ART. 49 (1) Nominalizarea/Renominalizarea reprezintă o informaţie angajantă pe care UR o transmit OTS şi care, pentru a fi pusă în aplicare, trebuie aprobată de OTS. (2) Nominalizările UR vor fi făcute săptămânal şi pot fi făcute în orice zi gazieră, în termenele prevăzute în prezenta secţiune. Renominalizările pot fi făcute pentru fiecare zi gazieră în termenele prevăzute în prezenta secţiune. În cazul în care UR nu au transmis nominalizarea/renominalizarea la aceste termene, se aplică prevederile art. 52. (3) În situaţia în care se constată diferenţe între valorile nominalizărilor/renominalizărilor aprobate de OTS şi valorile alocate, se va aplica un tarif de nerespectare a nominalizării, conform prevederilor art. 98. ART. 50 (1) La efectuarea nominalizărilor şi renominalizărilor se vor respecta următoarele principii: a) nominalizarea supusă aprobării OTS este cea existentă în platformă la termenul limită prevăzut la art. 51 alin. (1); b) renominalizarea supusă aprobării OST este cea existentă în platformă la termenul limită prevăzut la art. 57 alin. (1); c) nominalizarea sau renominalizarea nu poate să fie mai mare decât capacitatea rezervată pentru respectivul punct de intrare/ieşire în/din SNT; d) nominalizările sau renominalizările pentru punctele de intrare în SNT nu pot fi mai mari decât cantităţile de gaze naturale contractate de către UR în punctele respective; e) fiecare UR va pune la dispoziţia OTS 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/ieşire în/din SNT vor fi egale cu cele pe care UR le-a convenit cu clienţii săi şi le-a comunicat după caz, OÎ, producătorilor, furnizorilor, CD, OD şi importatorilor. (2) Nominalizarea sau renominalizarea care nu respectă condiţiile de mai sus va fi respinsă de OTS, cu informarea UR. Nominalizări efectuate de UR ART. 51 (1) Până la ora 14.00 din ziua de luni a fiecărei săptămâni gaziere n-1, UR comunică OTS nominalizarea pentru săptămâna gazieră n, în conformitate cu modelul prevăzut în Anexa nr. 7, indicând pentru fiecare zi gazieră a săptămânii gaziere n: a) cantitatea de gaze naturale, defalcată pe parteneri, exprimată în unităţi de energie, la fiecare punct de intrare în SNT pentru care UR a rezervat capacitate; b) cantitatea de gaze naturale, defalcată pe parteneri, exprimată în unităţi de energie pentru fiecare punct de ieşire din SNT pentru care UR a rezervat capacitate. (2) UR transmit nominalizarea direct în platforma informaţională, în conformitate cu procedura prevăzută la art. 27 lit. B. (3) În situaţia în care, nominalizarea este 0, această valoare se transmite de către UR în mod explicit, în caz contrar aplicându-se prevederile art. 52 alin. (1). (4) În situaţia în care, din motive tehnice legate de indisponibilitatea platformei, UR nu poate transmite documentul precizat la alin. (1) direct în platformă, nominalizarea va fi transmisă prin e-mail în format XML furnizat de către OST; se ia în considerare în vederea aprobării cea mai recentă nominalizare de către OTS în termenul-limită stabilit, prin oricare din cele două căi de transmitere admise: platformă sau fişier XML. (5) OTS asigură preluarea datelor din fişierele XML în platformă în termen de maxim 30 de minute de la primirea acestora. ART. 52 (1) În situaţia în care UR nu transmite pentru fiecare punct de intrare/ieşire în/din SNT, o nominalizare în termenele prevăzute în prezenta secţiune, OTS va înregistra, în mod automat şi fără acordul prealabil al UR, nominalizarea la o valoare egală cu media zilnică a energiei, potrivit ultimului program de transport trimis de UR pentru luna respectivă. (2) Media zilnică a energiei pentru fiecare punct de intrare/ieşire în/din SNT se calculează cu o precizie de 6 zecimale, prin împărţirea valorii lunare prevăzută în programul de transport la numărul de zile ale lunii respective, diferenţele rezultate din rotunjirile zilnice fiind regularizate prin valoarea din ultima zi a lunii. (3) În situaţia prevăzută la alin. (2), pentru asigurarea egalităţii nominalizării totale în punctele de intrare cu nominalizarea totală în punctele de ieşire se procedează astfel: a) se calculează suma mediilor zilnice în punctele de intrare; b) se calculează suma mediilor zilnice în punctele de ieşire; c) se egalizează valorile de intrare cu valorile de ieşire la nivelul celei mai mici valori dintre acestea; d) egalitatea se realizează prin diminuarea valorii celei mai mari nominalizări din punctul de intrare/ieşire cu diferenţa: - dintre valoarea rezultată conform lit. a) şi cea rezultată conform lit. b) - pentru situaţia în care suma mediilor zilnice în punctele de intrare este mai mare decât suma mediilor zilnice în punctele de ieşire; - dintre valoarea rezultată conform lit. b) şi cea rezultată conform lit. a) - pentru situaţia în care suma mediilor zilnice în punctele de ieşire este mai mare decât suma mediilor zilnice în punctele de intrare. (4) Această acţiune a OTS nu are la bază un raport juridic de mandat între UR şi OTS. ART. 53 (1) OTS va informa UR, 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 UR cât şi în cazul în care nominalizarea a fost făcută de OTS pentru UR, în conformitate cu prevederile art. 52. (2) Notificarea UR cu privire la aprobarea sau respingerea nominalizării se face în cadrul platformei, atunci când sunt sau nu sunt respectate condiţiile privind introducerea nominalizării impuse prin art. 50 alin. (1) şi suplimentar, prin e-mail, atunci când OTS ajustează nominalizarea conform art. 52 alin. (3), art. 55 lit. a) şi art. 56. ART. 54 OTS 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 aproba nominalizarea transmisă de UR, OTS va parcurge următoarele etape: a) verifică dacă nominalizarea transmisă se încadrează în capacitatea rezervată pentru fiecare punct de intrare/ieşire; OTS va respinge nominalizarea transmisă dacă această cerinţă nu este îndeplinită şi va aproba nominalizarea la nivelul capacităţii aprobate pentru punctul respectiv de intrare/ieşire. b) aplică o procedură de corelare între nominalizarea UR şi informaţiile primite de la partenerii UR pentru fiecare punct de intrare în SNT şi fiecare punct de ieşire din SNT pentru care UR a transmis nominalizarea; în cazul în care nominalizările UR nu concordă cu informaţiile corespunzătoare primite de la partenerii UR pentru un anumit punct de intrare/ieşire în/din SNT, nominalizările vor fi reduse la nivelul cel mai mic al celor două valori; c) verifică dacă suma energiei nominalizate de UR la toate punctele de intrare în SNT la care UR a rezervat capacitate este egală cu suma energiei de la toate punctele de ieşire din SNT la care UR a rezervat capacitate, pentru fiecare zi gazieră inclusă în nominalizare; în cazul în care nu există egalitate, se procedează la ajustarea valorii celei mai mari la nivelul valorii celei mai mici, diminuând valorile proporţional cu nominalizarea (pro-rata) pe fiecare punct de intrare/ieşire în/din SNT. ART. 56 Până cel târziu la ora 16.00 din ziua de luni a săptămânii gaziere n-1, OTS va informa UR, prin intermediul unui mesaj în format XML, dacă nominalizarea săptămânală pentru săptămâna gazieră n a fost aprobată sau respinsă. Renominalizări efectuate de UR ART. 57 (1) Renominalizările pentru o zi gazieră pot fi făcute până cel târziu la ora 15.00 din ziua gazieră n-1. (2) Operatorii economici precizaţi la art. 2 alin. (1) iau toate măsurile necesare astfel încât pentru zilele de sâmbătă, duminică şi cele declarate sărbători legale să poată transmite renominalizările în conformitate cu prevederile alin. (1). ART. 58 (1) Renominalizările se întocmesc conform modelului din Anexa nr. 7. (2) UR transmit renominalizările direct în platforma informaţională în conformitate cu prevederile art. 27 lit. B. (3) În situaţia în care, din motive tehnice legate de indisponibilitatea platformei, UR nu poate transmite documentul precizat la alin. (1) direct în platformă, renominalizarea va fi transmisă prin e-mail în formal XML furnizat de OTS. ART. 59 (1) La primirea unei renominalizări trimise de UR pentru ziua n, dar nu mai târziu de ora 16.00 din ziua gazieră n-1, OTS va informa UR în legătură cu aprobarea sau respingerea renominalizării pentru ziua gazieră n. (2) Notificarea UR cu privire la aprobarea ori respingerea renominalizării se face în cadrul platformei, atunci când sunt sau nu sunt respectate condiţiile privind introducerea renominalizării impuse prin art. 50 alin. (1) şi suplimentar prin e-mail, atunci când OTS ajustează renominalizarea conform art. 60. ART. 60 Înainte de a aproba renominalizarea transmisă de UR, OTS va parcurge următoarele etape: a) verifică dacă renominalizarea transmisă se încadrează în capacitatea rezervată pentru fiecare punct de intrare/ieşire; b) aplică o procedură de corelare între renominalizarea UR şi informaţiile primite de la partenerii UR, pentru fiecare punct de intrare în SNT şi fiecare punct de ieşire din SNT pentru care UR a trimis renominalizarea; în cazul în care renominalizările UR nu concordă cu informaţiile corespunzătoare primite de la partenerii UR pentru un anumit punct de intrare/ieşire în/din SNT, renominalizările vor fi reduse la nivelul cel mai mic al celor două valori; c) verifică dacă suma energiei renominalizate de UR la toate punctele de intrare în SNT la care UR a rezervat capacitate este egală cu suma energiei de la toate punctele de ieşire din SNT la care UR a rezervat capacitate; în cazul în care nu există egalitate, se procedează la ajustarea valorii celei mai mari la nivelul valorii celei mai mici, diminuând valorile proporţional cu renominalizarea (pro-rata) pe fiecare punct de intrare/ieşire în/din SNT. d) OTS va respinge renominalizarea transmisă dacă aceasta nu respectă condiţia precizată la lit. a) şi va considera validă nominalizarea aprobată. ART. 61 (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 în care OTS aprobă integral o renominalizare, aceasta devine nominalizare acceptată. (3) O renominalizare ajustată de OTS pentru a îndeplini termenii şi condiţiile din art. 50 alin. (1) devine nominalizare aprobată. ART. 62 (1) UR trebuie să accepte o reducere temporară a capacităţii şi/sau a nominalizării/renominalizării aprobate în următoarele cazuri: a) în cazul în care OTS nu acceptă gazele naturale care urmau să fie livrate de UR în SNT din cauza faptului că respectivele gaze naturale nu îndeplinesc cerinţele minime de calitate precizate de legislaţia în vigoare; b) în cazul în care OÎ, OD sau CD nu acceptă gazele naturale care urmau să fie livrate UR din cauza faptului că respectivele gaze naturale nu îndeplinesc cerinţele minime de calitate precizate de legislaţia în vigoare. (2) În situaţia prevăzută la alin. (1) lit. a), OTS nu este obligat la plata penalităţilor prevăzute la art. 100 şi 101. (3) În situaţia prevăzută la alin. (1) lit. b), UR are dreptul să solicite şi să primească sumele aferente prejudiciului creat, în conformitate cu prevederile contractuale. Facilitatea de transfer de gaze naturale ART. 63 (1) FTG reprezintă posibilitatea transferării de cantităţi de gaze naturale, de la un UR, denumit în continuare UR care transferă, la alt UR, denumit în continuare UR beneficiar de transfer. În aplicarea FTG un UR poate efectua tranzacţii numai în limita cantităţii de gaze naturale aflate în dezechilibru, comunicate de OTS prin intermediul platformei informaţionale. (2) FTG se realizează în punctul comercial pentru FTG. (3) Gazele pot fi transferate pentru aceeaşi zi gazieră. ART. 64 (1) FTG are loc în maxim 72 de ore de când UR au fost informaţi de către OTS în legătură cu dezechilibrele lor zilnice finale. (2) După ce au convenit detaliile privind transferul de gaze naturale, atât UR care transferă cât şi UR beneficiar de transfer trebuie să comunice OTS direct în platforma informaţională atât cantităţile de gaze, în unităţi de energie, care au fost schimbate în cadrul FTG, cât şi partenerul de transfer. În cazul în care cantităţile comunicate de către partenerii de transfer nu coincid, acţiunea de FTG nu va fi luată în considerare de către OTS la calculul dezechilibrelor finale. (3) OTS va recalcula în mod corespunzător dezechilibrul zilnic pentru zilele gaziere specificate şi dezechilibrul acumulat pentru săptămâna gazieră respectivă (săptămânile gaziere respective). (4) OTS comunică direct în platforma informaţională, zilnic pană la ora 14.15, dezechilibrele înregistrate de fiecare UR. (5) OTS comunică UR, prin intermediul platformei informaţionale, posibilii parteneri pentru efectuarea FTG, zilnic până la ora 14.15, pe baza alocărilor provizorii, şi în a 5-a zi lucrătoare după sfârşitul lunii până la ora 16.00, pe baza alocărilor finale. Alocări ART. 65 (1) Cantităţile de gaze naturale măsurate, preluate/predate în punctele de intrare/ieşire în/din SNT în care UR au rezervat capacitate, se alocă pentru fiecare UR în parte. (2) Alocările sunt provizorii şi finale. (3) Alocarea provizorie şi finală se efectuează în baza măsurărilor efective ale cantităţilor de gaze naturale intrate/ieşite în/din SNT. Pentru punctele de ieşire din SNT unde nu se asigură citirea zilnică a echipamentelor de măsurare, alocarea se efectuează în baza profilelor de consum elaborate de OTS şi aprobate de AC. (4) În scopul alocării în punctele de intrare în SNT din perimetrele de producţie/din sistemele de înmagazinare conform art. 69 alin. (2) şi respectiv art. 70 alin. (2), producătorii/OÎ sunt obligaţi să comunice OTS, zilnic până la ora 10.00: a) puterea calorifică superioară certificată a gazelor naturale livrate prin punctele de intrare în SNT pentru ziua gazieră n-1; b) cantităţile de gaze naturale măsurat pentru ziua gazieră n-1. (5) În scopul alocării, pentru punctele de intrare în SNT din import/din sisteme de transport din ţări non-UE/din sisteme de transport din ţări UE, în cazul în care nu se stipulează altfel în Acordul de operare încheiat între operatorii sistemelor de transport interconectate, OTS comunică zilnic până la ora 10.00: a) puterea calorifică superioară pentru ziua gazieră n-1; b) cantităţile de gaze naturale măsurate pentru ziua gazieră n-1. (6) OTS comunică zilnic către OD/CD/OÎ/producători/importatori, direct în platforma informaţională, până la ora 12.00, cantităţile de gaze naturale măsurate sau determinate în baza profilelor de consum, după caz, în punctele de intrare/ieşire în/din SNT şi puterea calorifică superioară aferentă acestora pentru ziua gazieră n-1. (7) În situaţia în care OTS, din vina sa, nu comunică informaţiile prevăzute la alin. (6) la termenul specificat, nu se percep UR tarifele pentru dezechilibrele calculate în baza acestor informaţii pentru ziua n+1. (8) OTS ia toate măsurile necesare astfel încât pentru zilele de sâmbătă, duminică şi cele declarate sărbători legale să poată transmite informaţiile precizate la alin. (6) către operatorii sistemelor adiacente, iar aceştia iau toate măsurile necesare pentru prelucrarea datelor. ART. 66 (1) În intervalul 12.00 - 14.00, responsabilii cu efectuarea alocărilor vor introduce zilnic în platforma informaţională alocările provizorii în punctele de intrare/ieşire în/din SNT. (2) OST informează UR prin intermediul platformei informaţionale astfel: a) pentru fiecare zi gazieră n-1, nu mai târziu de ora 14.15 din ziua gazieră n - alocarea provizorie şi valoarea dezechilibrului provizoriu; b) pentru fiecare săptămână gazieră n-1 nu mai târziu de ora 15.00 din prima zi gazieră a săptămânii gaziere n - valoarea dezechilibrului acumulat provizoriu; c) nu mai târziu de 5 zile lucrătoare după sfârşitul lunii, ora 16.00 - alocarea finală zilnică, valoarea dezechilibrului zilnic pentru fiecare zi gazieră şi valoarea dezechilibrului acumulat pentru fiecare săptămână gazieră. Alocarea în punctele de intrare în SNT ART. 67 (1) În situaţia în care, pentru o zi gazieră, doi sau mai mulţi UR au nominalizat cantităţi de gaze naturale în acelaşi punct de intrare din import, pentru acelaşi importator, fiecare importator introduce alocările zilnice pentru fiecare UR, client al său, în baza unei metode de alocare stabilită de comun acord cu UR şi aprobată de AC. Alocarea respectă următorul principiu: importatorul alocă UR întreaga cantitate livrată de el în punctul de import. (2) În lipsa alocărilor efectuate conform alin. (1), OTS face alocarea întregii cantităţi măsurate, pentru fiecare UR, în mod proporţional, pe baza nominalizării lor aprobate (pro rata). ART. 68 În situaţia în care, pentru o zi gazieră, doi sau mai mulţi UR au nominalizat cantităţi de gaze naturale în acelaşi punct de interconectare cu alte sisteme de transport gaze naturale din state membre UE şi din statele terţe (non-UE), în cazul în care nu se prevede altfel în Acordul de operare încheiat între operatorii sistemelor de transport interconectate, cantităţile de gaze naturale măsurate vor fi alocate UR, de către OTS, în mod proporţional, pe baza nominalizării lor aprobate (pro rata). ART. 69 (1) În situaţia în care, pentru o zi gazieră, doi sau mai mulţi UR au nominalizat cantităţi de gaze naturale în acelaşi punct de intrare din perimetrele de producţie, producătorul alocă pe UR întreaga cantitate măsurată în punctul respectiv. (2) În lipsa alocărilor efectuate conform alin. (1), OTS face alocarea întregii cantităţi măsurate, pentru fiecare UR, în mod proporţional, pe baza: a) nominalizării lor aprobate (pro rata); b) capacităţii lor rezervate (pro rata), în situaţia punctelor în care nominalizarea este 0. ART. 70 (1) În situaţia în care, pentru o zi gazieră, doi sau mai mulţi UR au nominalizat cantităţi de gaze naturale în acelaşi punct de intrare dintr-un depozit de înmagazinare subterană, OÎ alocă UR întreaga cantitate măsurată în punctul respectiv. (2) În lipsa alocărilor efectuate conform alin. (1), OTS face alocarea întregii cantităţi măsurate, pentru fiecare UR, în mod proporţional, pe baza nominalizării lor aprobate (pro rata). Alocarea în punctele de ieşire din SNT ART. 71 (1) Alocarea pentru un CD se va efectua pe baza indicaţiilor echipamentelor de măsurare montate în staţia de reglare-măsurare aferentă sau pe baza profilelor de consum realizate de OTS, aprobate de AC şi puse la dispoziţia UR care livrează gaze naturale către CD. (2) Profilele de consum se pot utiliza doar pentru CD la care indicaţiile echipamentelor de măsurare nu se preiau zilnic. (3) În cazul în care un singur UR livrează gaze naturale către CD, întreaga cantitate măsurată se alocă de către OTS acestuia. (4) Dacă mai mulţi UR livrează gaze naturale către un CD, întreaga cantitate măsurată va fi alocată de către CD; în caz contrar OTS face alocarea în mod proporţional cu nominalizările aprobate pentru UR (pro rata). ART. 72 (1) În punctele de ieşire din SNT către sistemele de distribuţie, cantităţile de gaze naturale măsurate/estimate în baza profilelor aferente SRM-urilor respective vor fi alocate UR de către OD, zilnic până la ora 14.00 pe baza metodelor de alocare convenite cu UR care utilizează respectivul punct. (2) În cazul în care OD nu face alocările precizate la alin. (1) până cel târziu la ora 14.00 în ziua n pentru ziua n-1, cantităţile măsurate totale vor fi alocate UR, de către OTS, pe baza indicaţiilor echipamentelor de măsurare sau în baza profilelor de consum ale punctelor de ieşire respective, respectând principiul pro-rata cu nominalizările UR aprobate. (3) În punctele de ieşire din SNT către depozitele de înmagazinare, cantităţile de gaze naturale măsurate vor fi alocate de OÎ. (4) În cazul în care până cel târziu la ora 14.00 din ziua n, OÎ nu au realizat alocarea pentru ziua n-1 conform alin. (3), OTS va aloca UR cantităţile măsurate totale pe baza principiului pro-rata cu nominalizările UR aprobate. (5) În punctele de interconectare cu alte sisteme de transport gaze naturale din state membre UE şi din statele terţe (non-UE), în cazul în care nu se prevede altfel în Acordul de operare încheiat între operatorii sistemelor de transport interconectate, cantităţile de gaze naturale măsurate vor fi alocate UR de către OTS, în mod proporţional, pe baza nominalizării lor aprobate (pro rata). (6) În punctele de ieşire din SNT spre reţelele de conducte din amonte cantităţile de gaze naturale măsurate vor fi alocate de către operatorii acestor reţele. În cazul în care până cel târziu la ora 14.00 din ziua n aceşti operatori nu au realizat alocarea pentru ziua n-1, OTS va aloca UR cantităţile măsurate totale pe baza principiului pro-rata cu nominalizările UR aprobate. ART. 73 (1) În fiecare punct de ieşire, OTS va livra UR cantităţile de gaze naturale cel puţin la nivelul nominalizării aprobate. (2) În cazul în care preluarea zilnică totală de gaze naturale a unui UR într-un punct de ieşire din SNT are o deviere mai mare sau egală cu 15% faţă de nominalizare timp de două zile gaziere consecutive, OTS poate opri, integral sau parţial, livrarea cantităţilor de gaze naturale către acel UR în punctul de ieşire, corespunzător alin. (1). (3) În situaţia în care preluările într-un punct de ieşire din SNT sunt mai mari decât capacitatea tehnică a punctului respectiv, OTS poate lua masuri operative de limitare a preluărilor de gaze naturale prin punctul respectiv la nivelul capacităţii tehnice. (4) În fiecare punct de intrare, OTS va prelua de la UR cantităţile de gaze naturale cel puţin la nivelul nominalizărilor aprobate. (5) În cazul în care predarea zilnică totală de gaze naturale într-un punct de intrare în SNT are o deviere mai mare sau egală cu 15% faţă de suma nominalizărilor UR, OTS, după caz, poate opri sau solicita oprirea, integral sau parţial, a predării cantităţilor de gaze naturale în punctul de intrare, corespunzător alin. (4). (6) Nerespectarea solicitării OTS precizată la alin. (5) conduce la sesizarea AC de către OTS. ART. 74 Pentru situaţiile prevăzute la art. 73 alin. (2), oprirea parţială sau totală a livrărilor de gaze naturale se poate face de OTS numai după informarea UR prin preaviz emis cu 24 de ore înainte de sistare/limitare. ART. 75 Dacă parametrii tehnici ai sistemului impun acest lucru, OTS poate reduce procentul menţionat la art. 73 alin. (2), cu informarea prealabilă a UR. ART. 76 În situaţia în care OTS nu asigură serviciile de transport cu mai mult de 3% din nominalizarea aprobată, acesta va plăti UR un tarif pentru livrare sub cantitatea nominalizată potrivit prevederilor art. 100, pentru diferenţa dintre pragul menţionat şi cantităţile de gaze naturale efectiv livrate. Managementul congestiilor în SNT ART. 77 Capacitatea aprobată dar neutilizată de către UR poate face obiectul: a) returnării voluntare la OTS potrivit prevederilor art. 78; b) facilităţii de transfer de capacitate, potrivit prevederilor art. 79; c) transferului obligatoriu de la un UR la altul de către OTS, potrivit prevederilor art. 81. Returnarea voluntară de capacitate ART. 78 (1) UR poate returna capacitatea aprobată către OTS, integral sau parţial. (2) Perioada de returnare a capacităţii aprobate începe din prima zi pentru care a fost aprobată de către OTS (integral sau parţial), până la sfârşitul perioadei de rezervare. (3) OTS are obligaţia de a prelua capacitatea rezervată oferită de UR, numai dacă un alt UR solicită respectiva capacitate. (4) UR va trimite OTS o cerere de returnare voluntară de capacitate în care va indica: a) persoana de contact a UR, 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 maxim 5 zile lucrătoare de la primirea cererii, OTS va notifica UR în legătură cu decizia de a aproba/refuza solicitarea. (6) În cazul în care există mai mulţi UR care solicită capacitate, cererile vor fi tratate pe baza principiului "primul venit, primul servit". (7) În cazul în care există mai mulţi UR care solicită returnarea voluntară de capacitate, cererile vor fi tratate pe baza principiului "primul venit, primul servit". (8) UR nu va plăti capacitatea care a fost returnată voluntar la OTS. (9) OTS va modifica în mod corespunzător contractul de transport. (10) OTS are obligaţia de a ţine evidenţa returnărilor voluntare de capacitate, pe care o va pune la dispoziţia AC. Facilitatea de transfer de capacitate ART. 79 (1) FTC este un instrument prin care UR fac transfer reciproc de capacitate. (2) UR care doreşte să transfere capacitate, denumit în continuare UR care transferă, şi UR care doreşte să preia respectiva capacitate, denumit în continuare UR beneficiar de transfer, vor înainta o notificare în acest sens către OTS. (3) Capacitatea se poate transfera integral sau parţial. Perioada de transfer parţial de capacitate poate fi din prima zi pentru care OTS a aprobat transferul de capacitate până la sfârşitul perioadei de rezervare. (4) OTS va modifica în mod corespunzător contractele de transport încheiate cu UR care transferă şi UR beneficiar de transfer. ART. 80 (1) UR care transferă şi UR beneficiar de transfer vor trimite OTS o cerere de transfer/primire de capacitate conform modelului inclus în Anexa nr. 8. (2) Cererea de transfer de capacitate va fi primită de OTS cu minim 5 zile lucrătoare înainte ca transferul să aibă loc. (3) În cazul în care transferul de capacitate solicitat nu este aprobat, OTS va menţiona clar motivul refuzului, cu minim 3 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) UR care transferă nu are contract de transport încheiat cu OTS; c) UR care transferă nu dispune de capacitatea pe care solicită să o transfere; d) UR beneficiar de transfer nu îndeplineşte cerinţele art. 27 şi 28 prin luarea în considerare a capacităţii adiţionale. (5) OTS va modifica în mod corespunzător contractul de transport încheiat cu UR care transferă şi va modifica sau semna un contract de transport cu UR beneficiar de transfer, după caz, înainte de data aprobată a transferului. (6) UR care transferă nu va mai plăti capacitatea pe care a transferat-o prin FTC. Transferul obligatoriu de capacitate ART. 81 (1) În cazul în care un UR a fost refuzat de către OTS din cauza lipsei de capacitate timp de peste o lună, OTS va informa toţi UR care au contracte de transport aprobate în legătură cu capacitatea solicitată şi le va recomanda să ofere respectiva capacitate UR prin folosirea FTC sau prin returnarea voluntară de capacitate la OTS. (2) În acelaşi timp, OTS va trimite tuturor UR care au contracte de transport aprobate solicitarea de a raporta în termen de 5 zile lucrătoare necesarul lor real de capacitate din perioada de capacitate specificată, justificat prin documente. (3) În cazul în care OTS nu primeşte nici o ofertă de returnare voluntară de capacitate şi este informat că UR nu a primit nici o ofertă pentru capacitatea solicitată potrivit procedurii FTC în termen de 10 zile lucrătoare de la data informării UR, OTS va evalua clarificările şi informaţiile primite conform alin. (2). (4) În cazul în care OTS consideră clarificările nejustificate sau în cazul în care UR nu trimite informaţiile sus-menţionate, OTS are dreptul să iniţieze un transfer obligatoriu de capacitate. (5) Dacă mai mulţi UR sunt în aceeaşi situaţie, iniţierea transferului obligatoriu de capacitate se aplică tuturor acestor UR, proporţional cu capacitatea nejustificată. (6) În caz de transfer obligatoriu de capacitate, OTS va informa UR, în scris, în legătură cu decizia luată, specificând motivele pentru care va proceda la acest transfer. (7) În situaţia precizată la alin. (6), OTS 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, UR se poate adresa AC. (9) UR care a făcut 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 la sfârşitul perioadei de rezervare. (10) OTS 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. 82 Echilibrarea fizică şi comercială a SNT 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 UR. Echilibrarea fizică ART. 83 (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, OTS 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 UR 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 în punctele de intrare şi cantităţile de gaze naturale nominalizare care urmează să fie preluate din SNT în punctele de ieşire pentru portofoliul de clienţi al UR. (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, OTS 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 OTS 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. 84 (1) Dispeceratul OTS preia zilnic informaţiile privind nominalizările/renominalizările aprobate şi înregistrate în platforma informaţională pentru: a) UR; b) OTS, pentru consumul tehnologic propriu; c) OTS, pentru cantităţile de gaze de echilibrare a SNT. (2) Calculele efectuate de OTS 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 egalităţilor 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, cum ar fi, de exemplu, la tronsoanele de conductă care urmează să fie reparate; d) identificarea cantităţilor de gaze de echilibrare pentru ziua gazieră următoare, în vederea utilizării depozitelor de înmagazinare subterană şi/sau a altor surse de gaze naturale. Echilibrarea comercială ART. 85 (1) Diferenţa dintre cantităţile de gaze naturale efectiv livrate în punctele de intrare şi cele efectiv preluate în punctele de ieşire din SNT de către fiecare UR în parte într-o anumită zi gazieră reprezintă dezechilibrul zilnic. (2) Diferenţa dintre cantităţile de gaze naturale efectiv livrate în punctele de intrare şi cele efectiv preluate în punctele de ieşire din SNT de către fiecare UR 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 OTS, cu ajutorul ecuaţiilor şi procedurilor specificate în această secţiune. (4) OTS utilizează ecuaţiile de echilibrare şi alocările pentru calculul, pentru fiecare UR, al dezechilibrului zilnic şi al celui acumulat. (5) OTS 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 UR în termenele specificate la art. 86-88. (6) La sfârşitul lunii, pe baza alocărilor finale, OTS recalculează dezechilibrele zilnice şi dezechilibrul acumulat pentru fiecare UR. (7) În termen de 48 de ore de la primirea informaţiilor cu privire la dezechilibrul zilnic şi dezechilibrul acumulat, UR pot efectua schimburi prin FTG, potrivit prevederilor art. 64. (8) După expirarea celor 48 de ore, pentru fiecare zi gazieră pentru care dezechilibrul zilnic depăşeşte toleranţa zilnică prevăzută în Tabelul 2, UR li se va calcula tariful de dezechilibru zilnic prevăzut în Tabelul 7. (9) După expirarea celor 48 de ore, pentru fiecare săptămână gazieră pentru care dezechilibrul acumulat depăşeşte limitele de echilibrare-prevăzute în Tabelul 3, UR li se percepe tariful de dezechilibru acumulat prevăzut în Tabelul 8 sau în Tabelul 9, după caz. (10) În ecuaţiile de echilibrare precizate în continuare se vor utiliza valorile pentru cantităţile de gaze naturale şi pentru puterea calorifică superioară determinate în baza unor proceduri întocmite de OTS în termen de 2 luni de la data publicării Codului reţelei în Monitorul Oficial al României şi avizate de AC. (11) OTS are obligaţia de a propune proceduri transparente, care vor fi avizate de către instituţiile abilitate, pentru modul de calcul al următorilor parametri: a) energia gazelor naturale aferente consumurilor tehnologice localizate - determinate; b) energia gazelor naturale aferente pierderilor tehnologice nelocalizate - estimate; c) energia 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(DEP)^EXTR = E + E(CTLd) + E(CTNe) + E(PL) + (Delta)E(STOCCOND) + E(DEP)^INJ (1)
unde: ● E(PROD) - energia gazelor naturale predate în SNT prin punctele de intrare din perimetrele de producţie de către toţi UR şi a celor introduse în SNT de către OTS prin punctele menţionate.
____ __________
Pentru un număr i = i, n de UR 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(PROD(j))^UR(i) + Σ E(PROD(j))^OST (2)
i=1 j=1 j=1
● E(IMP) - energia gazelor naturale predate în SNT prin punctele de intrare din import de către toţi UR şi a celor introduse în SNT de către OTS prin punctele menţionate.
____ _________
Pentru un număr i = i, n de UR 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(IMP(k))^UR(i) + Σ E(IMP(k))^OST (3)
i=1 k=1 k=1
● E(DEP)^EXTR - energia gazelor naturale predate în SNT de către toţi UR prin toate punctele de intrare/ieşire în/din depozitele de înmagazinare care se află în ciclul de extracţie, şi a celor introduse în SNT de către OTS prin punctele menţionate. Termenul are două componente şi anume:
E(DEP)^EXTR = E(DEP)^SURSA(EXTR) + E(DEP)^ECH(EXTR) (4)
unde: E(DEP)^SURSA(EXTR) - energia gazelor naturale predate în SNT în regim de sursă de către toţi UR prin toate punctele de intrare/ieşire în/din depozitele de înmagazinare care se află în ciclul de extracţie şi a celor introduse în SNT de către OTS prin punctele menţionate.
____ _________
Pentru un număr i = i, n de UR şi pentru un număr j = 1, p(dep) de puncte
de intrare/ieşire în/din depozitele de înmagazinare E(DEP)^SURSA(EXTR) se poate scrie sub forma:
n p(inm) p(înm)
E(DEP)^SURSA(EXTR) = Σ Σ E(DEP(l))^(SURSA(EXTR) - UR(i)) + Σ E(DEP(l))^(SURSA(EXTR) - OST) (4.1)
i=1 l=1 l=1
E(DEP)^ECH(EXTR) - energia gazelor naturale predate în SNT în regim de echilibrare prin toate punctele de intrare/ieşire în/din depozitele de înmagazinare care se află în ciclul de extracţie de către toţi UR şi a celor introduse în SNT de către OTS prin punctele menţionate.
____ _________
Pentru un număr i = 1, n de UR şi pentru un număr l = 1, p(dep) de puncte
de intrare/ieşire în/din depozitele de înmagazinare, E(DEP)^Ech(EXTR) se poate scrie sub forma:
n p(DEP) p(DEP)
E(DEP)^ECH(EXTR) = Σ Σ E(DEP(l))^(ECH(EXTR) - UR(i)) + Σ E(DEP(l))^(ECH(EXTR) - OST) (4.2)
i=1 l=1 l=1
● E - energia gazelor naturale preluate din SNT de către toţi UR prin toate punctele de ieşire, cu excepţia celor aferente depozitelor de înmagazinare, de către toţi UR.
____ ____
Pentru un număr i = 1, n de UR şi pentru un număr m = 1, p de puncte de
ieşire din SNT, cu excepţia celor aferente depozitelor de înmagazinare, E se
poate scrie sub forma:
n p
E = Σ Σ E(m)^UR(i) (5)
i=1 m=1
● E(CTLd) - energia gazelor naturale aferentă consumurilor tehnologice localizate-determinate reprezintă energia gazelor naturale consumate de OTS pentru realizarea activităţilor aferente transportului gazelor naturale prin SNT. Termenul E(CTLd) 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 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(CTNe) - energia gazelor naturale aferentă consumurilor tehnologice nelocalizate - estimate reprezintă energia gazelor naturale evacuate accidental din SNT. Termenul E(CTNe) 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 UR, 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 UR, E(PL) se poate scrie sub forma:
n
E(PL) = Σ E(PL)^UR(r) (7)
i=1
unde: E(PL)^UR(r) - energia nominalizată dar nepreluată de UR "r" în punctele de ieşire afectate de un defect localizat în SNT. În situaţia în care pierderea de gaze naturale localizată în SNT afectează doar un singur UR "r", determinarea componentei E(PL)^UR(r) se face prin utilizarea formulei:
E(PL)^UR(i) = E(nominalizat)^(UR(i)-afectat) - E(preluat)^(Ur(i)-afectat)
în care: E(nominalizat)^(UR(i)-afectat) - energia nominalizată de UR "r" în punctele de ieşire afectate de un defect localizat în SNT; E(preluat)^(Ur(i)-afectat) - energia preluată de UR "r" prin punctele de ieşire afectate de un defect localizat în SNT; Observaţie: termenul E(preluat)^(Ur(i)-afectat) este inclus în componenta E din ecuaţia (1). În situaţia în care pierderea de gaze naturale localizată în SNT afectează doi sau mai mulţi UR, atribuirea componentei E(PL) pe fiecare dintre aceştia se face prin utilizarea formulei:
E(nominalizat)^(UR(i)-afectat)
E(PL)^UR(i) = E(PL) x ────────────────────────────── (9)
Σ E(nominalizat)
afectaţi
în care:
Σ E(nominalizat) - suma energiilor nominalizate de toţi UR în
afectaţi punctele de ieşire afectate de un defect
localizat în SNT;
Termenul E(PL) inclus în ecuaţie are doar un scop de echilibrare. OTS va recupera, pe cheltuială proprie, toate pierderile localizate care se produc în SNT, cu excepţia cazurilor de forţă majoră. La prezentarea de către UR, a documentelor corespunzătoare care dovedesc costul gazelor, OTS 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 zilei gaziere respective. ● E(DEP)^INJ - energia gazelor naturale preluate din SNT de către toţi UR şi a celor scoase din SNT de către OTS prin toate punctele de intrare/ieşire în/din depozitele de înmagazinare în ciclul de injecţie. Termenul are două componente şi anume:
E(DEP)^INJ = E(DEP)^SURSA(INJ) + E(DEP)^ECH(INJ)
unde: E(DEP)^SURSA(INJ) - energia gazelor naturale preluate din SNT în regim de sursă de către toţi UR şi a celor scoase din SNT de către OTS prin toate punctele de intrare/ieşire în/din depozitele de înmagazinare în ciclul de injecţie.
____ ________
Pentru un număr i = 1, n de UR şi pentru un număr l = 1, p(DEP) de puncte
de intrare/ieşire în/din depozitele de înmagazinare, E(DEP)^SURSA(INJ) se poate scrie sub forma:
n p(DEP) p(DEP)
E(DEP)^SURSA(INJ) = Σ Σ E(DEP)^(SURSA(INJ)-UR(i)) + Σ E(DEP(l))^(SURSA(INJ)-OST) (10.1)
i=1 l=1 l=1
E(DEP)^ECH(INJ) - energia gazelor naturale preluate din SNT în regim de echilibrare de către toţi UR şi a celor scoase din SNT de către OTS prin toate punctele de intrarea/ieşire în/din depozitele de înmagazinare în ciclul de injecţie.
____ ________
Pentru un număr i = 1, n de UR şi pentru un număr 1 = 1, p(DEP) de puncte de
intrare/ieşire în/din depozitele de înmagazinare, E(DEP)^ECH(INJ) se poate scrie sub forma:
n p(DEP) p(DEP)
E(DEP)^ECH(INJ) = Σ Σ E(DEP(l))^(ECH(INJ)-UR(i)) + Σ E(DEP(l))^(ECH(INJ)-OST) (10.2)
i=1 l=1 l=1
B. Ecuaţia de echilibrare a UR
E(PROD)^UR(i) + E(IMP)^UR(i) + E(DEP)^(EXTR-UR(i)) + E(FTG)^(g.primite-UR(i)) + (11)
+ E(CD)^UR(i) = E^UR(i) + E(PL)^UR(i) + E(DEP)^(INJ-UR(i)) + E(FTG)^(g.cedate-UR(i))
E(PROD)^UR(i) - energia gazelor naturale predate în SNT de către UR "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(PROD)^UR(i) se calculează cu relaţia:
p(PROD) p(PROD)
E(PROD)^UR(i) = Σ E(PROD(j))^UR(i) = Σ [V(PROD(j))^UR(i) x PCS(j)] (12)
j=1 j=1
în care: V(PROD(j))^UR(i) - reprezintă volumul de gaze naturale predat din perimetrele de producţie în SNT de către UR "i" prin punctul "j" de intrare; PCS(j) - reprezintă puterea calorifică superioară determinată aferentă punctului de intrare "j" din perimetrele de producţie. ● E(IMP)^UR(i) - energia gazelor naturale din import predate în SNT de către UR "i", prin toate punctele de intrare.
_________
Pentru un număr k = 1, p(IMP) de puncte de intrare din import, termenul
E(IMP)^UR(i) se calculează cu relaţia:
p(IMP) p(IMP)
E(IMP)^UR(i) = Σ E(IMP(k))^UR(i) = Σ [V(IMP(k))^UR(i) x PCS(k)] (13)
k=1 k=1
în care: V(IMP(k))^UR(i) - reprezintă volumul de gaze naturale din import predat în SNT de către UR "i" prin punctul "k" de intrare din import; PCS(k) - reprezintă puterea calorifică superioară determinată aferentă punctului de intrare "k" din import. ● E(DEP)^(EXTR-UR(i)) - energia gazelor naturale predate în SNT de către UR "i" prin toate punctele de intrare/ieşire în/din depozitele de înmagazinare în ciclu de extracţie. Termenul are două componente şi anume:
E(DEP)^(EXTR-UR(i)) = E(DEP)^(SURSA(EXTR)-UR(i)) + E(DEP)^(ECH(EXTR)-UR(i)) (14)
unde: E(DEP)^(SURSA(EXTR)-UR(i)) - energia gazelor naturale predate în regim de sursă în SNT, de către UR "i" prin toate punctele de intrare/ieşire în/din depozitele de înmagazinare în ciclul de extracţie.
_________
Pentru un număr l = 1, p(DEP) de puncte de intrare/ieşire în/din depozitele
de înmagazinare, termenul E(DEP)^(SURSA(EXTR)-UR(i)) se calculează cu relaţia:
p(INM) p(INM)
E(DEP)^(SURSA(EXTR)-UR(i)) = Σ E(DEP(l))^(SURSA(EXTR) - UR(i)) = Σ [V(DEP(l))^(SURSA(EXTR) - UR(i)) x PCS(l)] (14.1)
l=1 l=1
în care: V(DEP(l))^(SURSA.(EXTR) - UR(i)) - reprezintă volumul de gaze naturale, predat în regim de sursă de către UR "i" în SNT, prin punctul "l" de intrare/ieşire în/din depozitele de înmagazinare în ciclul de extracţie; PCS(l) - reprezintă puterea calorifică superioară determinată aferentă punctului "l" de intrare/ieşire în/din depozitele de înmagazinare. E(DEP)^(ECH(EXTR)-UR(i)) - energia gazelor naturale predate în regim de echilibrare de către UR "i" în SNT, prin toate punctele intrare/ieşire în/din depozitele de înmagazinare în ciclul de extracţie.
_________
Pentru un număr l = 1, p(DEP) de puncte de intrare/ieşire în/din depozitele
de înmagazinare, termenul E(DEP)^(ECH(EXTR)-UR(i)) se calculează cu relaţia:
p(INM) p(INM)
E(DEP)^(ECH(EXTR)-UR(i)) = Σ E(DEP(l))^(ECH(EXTR) - UR(i)) = Σ [V(DEP(l))^(ECH(EXTR) - UR(i))] x PCS(l)] (14.2)
k=1 l=1
în care: V(DEP(l))^(ECH(EXTR) - UR(i)) - reprezintă volumul de gaze naturale, predat în regim de echilibrare, de către UR "i" în SNT prin punctul "l" de intrare/ieşire în/din depozitele de înmagazinare în ciclul de extracţie; PCS(l) - reprezintă puterea calorifică superioară determinată aferentă punctului "l" de intrare/ieşire în/din depozitele de înmagazinare. ● E (FTG)^(g.primite-UR(i)) - energia gazelor naturale primite de UR "i" de la unul sau mai mulţi UR prin utilizarea FTG. Termenul E (FTG)^(g.primite-UR(i)) se calculează ca suma algebrică a tuturor cantităţilor de gaze - exprimate în unităţi de energie - primite prin FTG de către UR "i". ● E(CD)^UR(i) - componenta de dezechilibru a UR "i" - reprezintă energia gazelor naturale necesară menţinerii echilibrului portofoliului de clienţi ai UR "i". Termenul E(CD)^UR(i) reprezintă rezultatul efectiv al ecuaţiei de echilibrare a UR "i" (11). Termenul E(CD)^UR(i) poate avea valoarea: - zero - indicând că UR "i" şi-a menţinut echilibrul portofoliului de clienţi; - pozitivă - indicând că preluările de gaze din SNT ale UR "i" sunt mai mari decât predările; - negativă - indicând că preluările de gaze din SNT ale UR "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 UR "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(m)^UR(i) = Σ [V(m)^UR(i) x PCS(m)] (15)
m=1 m=1
în care: V(m)^UR(i) - reprezintă volumul de gaze naturale preluat din SNT, de către UR "i", prin punctul de ieşire "m"; PCS(m) - reprezintă puterea calorifică superioară determinată aferentă punctului de ieşire "m". E(PL)^UR(i) - energia gazelor naturale aferentă pierderilor localizate în SNT, care ar fi trebuit să fie preluată de UR "i". Termenul E(PL)^UR(i) se calculează cu relaţiile (8) şi (9). ● E(DEP)^(INJ-UR(i)) - energia gazelor naturale preluate din SNT, prin toate punctele de intrare/ieşire în/din depozitele de înmagazinare care se află în ciclu de injecţie, de către UR "i" Termenul are două componente şi anume:
E(DEP)^(INJ-UR(i)) = E(DEP)^(SURSA(INJ)-UR(i)) + E(DEP)^(ECH(INJ)-UR(i)) (16)
unde: E(DEP)^(SURSA(INJ)-UR(i)) - energia gazelor naturale preluate din SNT în regim de sursă, prin toate punctele de intrare/ieşire în/din depozitele de înmagazinare care se află în ciclul de injecţie, de către UR "i".
_________
Pentru un număr l = 1, p(DEP) de puncte de intrare/ieşire în/din depozitele
de înmagazinare, termenul E(DEP)^(SURSA(INJ)-UR(i)) se calculează cu relaţia:
p(DEP) p(DEP)
E(DEP)^(SURSA(INJ)-UR(i)) = Σ E(DEP(1))^(SURSA(INJ)-UR(i)) = Σ [V(DEP(1))^(SURSA(INJ)-UR(i)) x PCS(l)] (16.1)
l=1 l=1
în care: V(DEP(1))^(SURSA(INJ)-UR(i)) - reprezintă volumul de gaze naturale, preluat din SNT în regim de sursă, de către UR "i" prin punctul "l" de intrare/ieşire în/din depozitele de înmagazinare care se află în ciclul de injecţie; PCS(l) - reprezintă puterea calorifică superioară determinată aferentă punctului "l" de intrare/ieşire în/din depozitele de înmagazinare. E(DEP)^(ECH(INJ)-UR(i)) - energia gazelor naturale preluate din SNT în regim de echilibrare de către UR "i" prin toate punctele de intrare/ieşire în/din depozitele de înmagazinare în ciclul de injecţie.
_________
Pentru un număr l = l, p(DEP) de puncte de intrare/ieşire în/din depozitele
de înmagazinare, termenul E(DEP)^(ECH(INJ)-UR(i)) se calculează cu relaţia;
p(DEP) p(DEP)
E(DEP)^(ECH(INJ)-UR(i)) = Σ E(DEP(1))^(ECH(INJ)-UR(i)) = Σ [V(DEP(1)^(ECH(INJ)-UR(i)) x PCS(l)] (16.2)
l=1 l=1
în care: V(DEP(1)^(ECH(INJ)-UR(i)) - reprezintă volumul de gaze naturale, preluat, din SNT în regim de echilibrare, de către UR "i" prin punctul "l" de intrare/ieşire în/din depozitele de înmagazinare în ciclul de injecţie; PCS(l) - reprezintă puterea calorifică superioară aferentă punctului "l" de intrare/ieşire în/din depozitele de înmagazinare. ● E(FTG)^(g.cedate-UR(i)) - energia gazelor naturale cedate de UR "i" către unul sau mai mulţi UR prin utilizarea FTG. Termenul E(FTG)^(g.cedate-UR(i)) se calculează ca suma algebrică a tuturor cantităţilor de gaze - exprimate în unităţi de energie - cedate prin FTG de către UR "i". C. Ecuaţia de echilibrare a OTS
E(PROD)^OST + E(IMP)^OST + E(DEP)^(EXTR-OST) + E(CFR)^OST = E(CTLd) + E(CTNeE) + (Delta)E(STOC COND) + E(DEP)^(INJ-OST) (17)
unde: ● E(PROD)^OST - energia gazelor naturale introduse de către OTS 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(PROD)^OST se calculează cu relaţia:
p(PROD) p(PROD)
E(PROD)^OST = Σ E(PROD(j))^OST = Σ [V(PROD(j))^OST x PCS(j)] (18)
j=1 j=1
în care: [V(PROD(j))^OST - reprezintă volumul de gaze naturale introdus de către OTS 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(IMP)^OST - energia gazelor naturale din import introduse în SNT de către OTS, prin toate punctele de intrare. Componenta E(IMP)^OST nu conţine energia gazelor naturale reprezentând contravaloarea serviciilor de tranzit prestate de OTS, gaze care sunt livrate clienţilor OTS. Aceste gaze se regăsesc în componenta de import a fiecărui UR care cumpără gaze naturale de la OTS.
_________
Pentru un număr k = 1, p(IMP) de puncte de intrare din import, termenul
E(IMP)^OST se calculează cu relaţia:
p(IMP) p(IMP)
E(IMP)^OST = Σ E(IMP(k))^OST = Σ [V(IMP(k))^OST x PCS(k)] (19)
k=1 k=1
în care: V(IMP(k))^OST - reprezintă volumul de gaze naturale din import introdus de către OTS în SNT prin punctul "k" de intrare; PCS(k) - reprezintă puterea calorifică superioară aferentă punctului "k" de intrare din import. ● E(DEP)^(EXTR-OST) - energia gazelor naturale introduse în SNT de OTS, prin toate punctele de intrare/ieşire în/din depozitele de înmagazinare în ciclu de extracţie. Termenul are două componente şi anume:
E(DEP)^(EXTR-OST) = E(DEP)^(SURSA(EXTR)-OST) + E(DEP)^(ECH(EXTR)-OST)
unde: E(DEP)^(SURSA(EXTR)-OST) - energia gazelor naturale introduse în SNT în regim de sursă, prin toate punctele de intrare/ieşire în/din depozitele de înmagazinare care se află în ciclul de extracţie, de către OTS.
_________
Pentru un număr l = 1, p(DEP) de puncte de intrare/ieşire în/din depozitele
de înmagazinare, termenul E(DEP)^(SURSA(EXTR)-OST) se calculează cu relaţia:
p(DEP) p(DEP)
E(DEP)^(SURSA(EXTR)-OST) = Σ E(DEP(l))^(SURSA(EXTR.)-OST) = Σ [V(DEP(l))^(SURSA(EXTR)-OST) x PCS(l)]
l=1 l=1
în care: V(DEP(l))^(SURSA(EXTR)-OST) - reprezintă volumul de gaze naturale, introdus în SNT în regim de sursă, de către OTS prin punctul "l" de intrare/ieşire în/din depozitele de înmagazinare care se află în ciclul de extracţie; PCS(l) - reprezintă puterea calorifică superioară determinată aferentă punctului "l" de intrare/ieşire în/din depozitele de înmagazinare. E(DEP)^(ECH(EXTR)-OST) - energia gazelor naturale introduse în SNT în regim de echilibrare, prin toate punctele de intrare/ieşire în/din depozitele de înmagazinare care se află în ciclul de extracţie, de către OTS.
─────────
Pentru un număr l = 1,p(DEP) de puncte de intrare/ieşire în/din depozitele
de înmagazinare, termenul E(DEP)^(ECH(EXTR)-OST) se calculează cu relaţia:
p(DEP)
E(DEP)^(ECH(EXTR)-OST) = Σ E(DEP(l))^(ECH(EXTR)-OST) =
l=1 (20.2)
p(DEP)
= Σ [V(DEP(l))^(ECH(EXTR)-OST) x PCS(l)]
l=1
în care: V(DEP(l))^(ECH(EXTR)-OST) - reprezintă volumul de gaze naturale, introdus în SNT în regim de echilibrare, de către OTS prin punctul "l" de intrare/ieşire în/din depozitele de înmagazinare care se află în ciclul de extracţie; PCS(l) - reprezintă puterea calorifică superioară determinată aferentă punctului "l" de intrare/ieşire în/din depozitele de înmagazinare. ● E(CER)^OST - componenta de echilibrare reziduală a SNT - reprezintă suma algebrică, dar cu semn schimbat, a dezechilibrelor create de toţi UR, respectiv cantitatea de gaze naturale - exprimată în unităţi de energie - pe care OTS o introduce sau o scoate în/din SNT în vederea menţinerii echilibrului acestuia. Termenul E(CER)^OST reprezintă rezultatul efectiv al ecuaţiei de echilibrarea OTS (17).
───
Pentru un număr i = 1,n de UR, componenta E(CER)^OST se calculează cu
relaţia:
n
E(CER)^OST = Σ E(CD)^(UR(i)) (21)
i=1
unde: E(CD)^(UR(i)) - reprezintă componenta de dezechilibru a UR "i"; termenul a fost explicitat la ecuaţia de echilibrare a UR "i". Termenul E(CER)^OST poate avea valoare: - zero - ceea ce indică faptul că toţi UR şi-au menţinut echilibrul portofoliului de clienţi cu rezultat în menţinerea echilibrului general al SNT; în această situaţie OTS nu este nevoit sa 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 OTS 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 OTS 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(DEP)^(SURSA(INJ)-OST) - energia gazelor naturale scoase din SNT în regim de sursă, prin toate punctele de intrare/ieşire în/din depozitele de înmagazinare care se află în ciclul de injecţie, de către OTS.
────────
Pentru un număr l = 1,p(DEP) de puncte de intrare/ieşire în/din depozitele
de înmagazinare, termenul E(DEP)^(SURSA(INJ)-OST) se calculează cu relaţia:
p(DEP)
E(DEP)^(SURSA(INJ)-OST) = Σ E(DEP(l))^(SURSA(INJ)-OST) =
l=1 (22)
p(DEP)
= Σ [V(DEP(l))^(SURSA(INJ)-OST) x PCS(l)]
l=1
în care: V(DEP(l))^(SURSA(INJ)-OST) - reprezintă volumul de gaze naturale, scos din SNT în regim de sursă, de către OTS prin punctul "l" de intrare/ieşire în/din depozitele de înmagazinare care se află în ciclul de injecţie; PCS(l) - reprezintă puterea calorifică superioară determinată aferentă punctului "l" de intrare/ieşire în/din depozitele de înmagazinare. ● E(DEP)^(SURSA(INJ)-OST) - energia gazelor naturale scoase din SNT în regim de echilibrare, prin toate punctele de intrare/ieşire în/din depozitele de înmagazinare care se află în ciclul de injecţie, de către OTS.
────────
Pentru un număr l = 1,p(DEP) de puncte de intrare/ieşire în/din depozitele
de înmagazinare, termenul E(DEP)^(SURSA(INJ)-OST) se calculează cu relaţia:
p(DEP)
E(DEP)^(ECH(INJ)-OST) = Σ E(DEP(l))^(ECH(INJ)-OST) =
l=1 (23)
p(DEP)
= Σ [V(DEP(l))^(ECH(INJ)-OST) x PCS(l)]
l=1
în care: V(DEP(l))^(ECH(INJ)-OST) - reprezintă volumul de gaze naturale, scos din SNT în regim de echilibrare, de către OTS prin punctul "l" de intrare/ieşire în/din depozitele de înmagazinare care se află în ciclul de injecţie; PCS(l) - reprezintă puterea calorifică superioară determinată aferentă punctului "l" de intrare/ieşire în/din depozitele de înmagazinare. Proceduri de echilibrare A. Zilnic ART. 86 (1) La sfârşitul fiecărei zile gaziere n, OTS utilizând alocările provizorii pentru ziua gazieră n-1 calculează dezechilibrul zilnic provizoriu pentru ziua gazieră n-1 pentru fiecare UR. (2) Până cel târziu la ora 14.15 din ziua gazieră n, OTS informează UR în legătură cu dezechilibrul său provizoriu pentru ziua gazieră n-1. (3) Dezechilibrul zilnic provizoriu are caracter de informare. (4) Operatorii economici precizaţi la art. 2 alin. (1) iau toate măsurile necesare astfel încât pentru zilele de sâmbătă, duminică şi cele declarate sărbători legale să poată transmite informaţiile precizate la alin. (1) - (3). B. Săptămânal ART. 87 (1) La sfârşitul fiecărei săptămâni gaziere OTS calculează dezechilibrul acumulat provizoriu pentru fiecare UR prin însumarea dezechilibrelor zilnice provizorii din respectiva săptămână gazieră. (2) Până cel târziu la ora 15.00 din prima zi gazieră a săptămânii gaziere n, OTS îl informează pe UR în legătură cu dezechilibrul său acumulat provizoriu din săptămâna n-1. (3) Dezechilibrul acumulat provizoriu are caracter de informare. (4) Operatorii economici precizaţi la art. 2 alin. (1) iau toate măsurile necesare astfel încât pentru zilele de sâmbătă, duminică şi cele declarate sărbători legale să poată transmite informaţiile precizate la alin. (1) - (3). C. Lunar ART. 88 (1) Până cel târziu la ora 16.00 din a 5-a zi lucrătoare de la sfârşitul lunii, OTS îl informează pe UR în legătură cu dezechilibrul acumulat din fiecare săptămână gazieră întreagă a lunii respective şi cu dezechilibrul acumulat din fiecare săptămână gazieră întreagă a lunii respective şi cu dezechilibrul din fiecare zi gazieră a săptămânilor gaziere respective. (2) Dezechilibrul zilnic se calculează de OTS cu ajutorul ecuaţiilor de echilibrare aplicate pentru fiecare zi gazieră pe baza alocărilor finale pentru respectiva zi gazieră. (3) Dezechilibrul acumulat se calculează pentru fiecare săptămână gazieră prin însumarea dezechilibrelor zilnice din fiecare zi gazieră a săptămânii gaziere respective. (4) În termen de 72 ore de la primirea de către UR a informaţiilor transmise de OTS cu privire la dezechilibrul lor acumulat, respectiv între ora 10.00 din a 6-a zi lucrătoare şi ora 10.00 din a 9-a zi lucrătoare de la sfârşitul lunii, UR informează OTS prin intermediul platformei informaţionale în legătură cu utilizarea FTG. (5) La încheierea termenului de efectuare FTG, pe baza informaţiilor transmise de UR cu privire la cantităţile transferate prin FTG, OTS va recalcula dezechilibrul final pentru fiecare zi gazieră şi dezechilibrul acumulat final pentru fiecare săptămână gazieră, pentru fiecare UR, în aceeaşi zi până la ora 12.00. (6) Procedurile de echilibrare sunt prevăzute în Tabelul 1: Tabelul 1 - Proceduri de echilibrare
┌────────────┬──────────────────┬───────────────────────┬────────────────────┐
│ │ Procedură │ Răspunsul către UR │ Implicaţii │
├────────────┼──────────────────┼───────────────────────┼────────────────────┤
│ │ OTS calculează │Până cel târziu la ora │ │
│ │ dezechilibrul │14.15 din ziua gazieră │Dezechilibrul zilnic│
│ Zilnic │zilnic provizoriu │n, OTS informează UR în│ provizoriu │
│(sfârşitul │pe baza alocării │ legătură cu │ are caracter de │
│ zilei │provizorii pentru │ dezechilibrul său │ informare. │
│ gaziere) │ ziua gazieră │provizoriu pentru ziua │ │
│ │ anterioară │ gazieră n-1. │ │
├────────────┼──────────────────┼───────────────────────┼────────────────────┤
│ │ OTS calculează │Până cel târziu la ora │ │
│ │ dezechilibrul │ 15.00 din prima zi │ Dezechilibrul │
│ Săptămânal │ acumulat │ gazieră a săptămânii │acumulat provizoriu │
│(sfârşitul │ provizoriu │ gaziere n, OTS │ are caracter de │
│ săptămânii │ pe baza alocării │ informează UR │ informare. │
│ gaziere) │provizorii pentru │ în legătură cu │ │
│ │săptămâna gazieră │ dezechilibrul său │ │
│ │ anterioară │ acumulat provizoriu │ │
│ │ │pentru săptămâna │ │
│ │ │ gazieră n-1. │ │
├────────────┼──────────────────┼───────────────────────┼────────────────────┤
│ │ OTS calculează │ În termen de 5 zile │ │
│ │ dezechilibrul │ lucrătoare de la │ │
│ Lunar │ zilnic şi │sfârşitul lunii, până │ Pentru fiecare zi │
│(sfârşitul │ dezechilibrul │ la ora 16.00, OTS │ gazieră în care │
│ lunii │ acumulat pe baza │ informează UR în │ dezechilibrul lor │
│ calenda- │ alocării finale │ legătură cu dezechi- │ zilnic depăşeşte │
│ ristice) │ pentru fiecare │librul acumulat pentru │ toleranţa zilnică │
│ │săptămână gazieră │ fiecare săptămână │prevăzută în Tabelul│
│ │ întreagă din │ gazieră întreagă din │ 2, UR pot utiliza │
│ │ respectiva lună │ respectiva lună şi cu │ FTG. │
│ │calendaristică şi │ dezechilibrul pentru │ │
│ │pentru fiecare zi │fiecare zi gazieră din │ │
│ │ gazieră din │respectivele săptămâni │ │
│ │ respectivele │ gaziere. │ │
│ │săptămâni gaziere │ │ │
├────────────┼──────────────────┼───────────────────────┼────────────────────┤
│ În │Posibilă utilizare│Din a 6-a zi lucrătoare│ Pentru fiecare zi │
│următoarele │ a FTG │ de la sfârşitul lunii,│ gazieră în care │
│ trei zile │ │începând cu ora 10.00, │ dezechilibrul lor │
│ lucrătoare │ │ şi până în a 9-a zi │ zilnic final │
│ │ │ lucrătoare, ora 10.00,│ după FTG, │
│ │ │ se realizează FTG. │depăşeşte toleranţa │
│ │ │În a 9-a zi lucrătoare,│ zilnică prevăzută │
│ │ │ în intervalul │ în Tabelul 2, │
│ │ │ 10.00-12.00, │ UR li se percep │
│ │ │ OTS recalculează şi │ tarifele de │
│ │ │afişează dezechilibrele│dezechilibru zilnic │
│ │ │ finale (zilnice şi │ prevăzute în │
│ │ │ acumulate). │ Tabelul 7. │
│ │ │ │ Pentru fiecare │
│ │ │ │ săptămână gazieră │
│ │ │ │ în care │
│ │ │ │ dezechilibrul lor │
│ │ │ │acumulat final după │
│ │ │ │ FTG depăşeşte │
│ │ │ │ limitele de │
│ │ │ │ echilibrare │
│ │ │ │ prevăzute în │
│ │ │ │Tabelul 3, UR li se │
│ │ │ │ percep tarifele de │
│ │ │ │ dezechilibru │
│ │ │ │ acumulat prevăzute │
│ │ │ │în Tabelul 8 sau în │
│ │ │ │Tabelul 9, după caz.│
└────────────┴──────────────────┴───────────────────────┴────────────────────┘
Dezechilibru zilnic şi dezechilibru acumulat ART. 89 (1) UR răspund de asigurarea echilibrului dintre cantităţile de gaze naturale livrate în punctele de intrare ale SNT şi cantităţile de gaze naturale preluate în punctele de ieşire ale SNT. (2) În situaţia în care toleranţele zilnice prevăzute în Tabelul 2 sunt depăşite, OTS percepe tarife de dezechilibru zilnic conform prevederilor art. 102. Tarifele de dezechilibru zilnic vor fi aplicate pentru fiecare zi gazieră, pe baza alocării finale indiferent dacă UR optează sau nu pentru utilizarea FTG. (3) Pentru depăşirea limitelor de echilibrare prevăzute în Tabelul 3, UR li se percepe tariful de dezechilibru acumulat prevăzut la art. 103. Tarifele de dezechilibru acumulat se aplică pentru fiecare săptămână gazieră pe baza alocării finale, după ce UR au avut oportunitatea de a utiliza FTG. (4) Dezechilibrul zilnic se calculează ca diferenţă dintre alocarea totală în punctele de intrare în SNT şi alocarea totală în punctele de ieşire din SNT. (5) Dezechilibrul acumulat se calculează prin însumarea dezechilibrelor zilnice calculate conform alin. (4). Tabelul 2 - Dezechilibrul zilnic
──────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Dezechilibrul zilnic
──────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
2,5% < dezechilibru zilnic final ≤ 5% din alocarea totală în punctele de
intrare
──────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
5% < dezechilibru zilnic final ≤ 15% din alocarea totală în punctele de
intrare
──────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
dezechilibrul zilnic final > 15% din alocarea totală în punctele de intrare
──────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Notă: valori absolute ale dezechilibrului zilnic final Tabelul 3 - Dezechilibrul acumulat
──────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Dezechilibrul acumulat
──────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
4% < dezechilibrul acumulat final ≤ 8% din alocarea totală în punctele de
intrare
──────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
8% < dezechilibrul acumulat final ≤ 12% din alocarea totală în punctele de
intrare
──────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
12% < dezechilibru acumulat final ≤ 15% din alocarea totală în punctele de
intrare
──────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
15% < dezechilibru acumulat final ≤ 20% din alocarea totală în punctele de
intrare
──────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
dezechilibrul acumulat final > 20% din alocarea totală în punctele de intrare
──────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Notă: valori absolute ale dezechilibrului acumulat final Serviciul de furnizare de urgenţă ART. 90 Se aplică prevederile dispoziţiilor legale referitoare la situaţiile de urgenţă în sectorul gazelor naturale. Forţă majoră ART. 91 Situaţia de furnizare de urgenţă nu acoperă forţa majoră. ART. 92 Forţa majoră, drepturile şi responsabilităţile OTS precum şi ale UR în caz de forţă majoră sunt cele prevăzute de Codul civil. Măsurarea gazelor naturale în punctele de intrare/ieşire în/din SNT ART. 93 (1) Măsurarea gazelor naturale se va realiza în conformitate cu reglementările AC în vigoare. (2) Sistemele de măsurare a gazelor în punctele de intrare/ieşire în/din SNT sunt operate în conformitate cu prevederile "Condiţiilor tehnice pentru exploatarea punctelor de măsurare a cantităţilor de gaze naturale la intrarea/ieşirea în/din SNT" prevăzute în Anexa nr. 9. (3) Reclamaţiile privind măsurarea gazelor naturale sunt soluţionate în conformitate cu prevederile reglementărilor AC şi în termenele precizate prin standardul de performanţă aplicabil, în vigoare. ART. 94 Cerinţele minime referitoare la calitatea gazelor naturale sunt precizate în reglementările tehnice elaborate de AC. CAP. V ADMINISTRAREA CONTRACTELOR DE TRANSPORT ART. 95 Tarifele aferente utilizării SNT sunt fundamentate anual de către OTS şi stabilite de către AC. ART. 96 (1) OTS 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. 97 UR va plăti OTS o sumă corespunzătoare contravalorii serviciilor de transport în conformitate cu prevederile contractuale. Tarif de nerespectare a nominalizării ART. 98 Pentru fiecare zi gazieră şi pentru fiecare punct de intrare/ieşire în/din SNT la care alocarea UR diferă de nominalizarea aprobată cu o valoare mai mare decât limitele intervalului specificat în Tabelul 5, UR va plăti un tarif de nerespectare a nominalizării. Tarif de depăşire a capacităţii rezervate ART. 99 Pentru fiecare zi gazieră şi fiecare punct de intrare/ieşire în/din SNT la care UR a depăşit capacitatea rezervată maximă cu mai mult decât limitele intervalului specificat în Tabelul 4, UR va plăti un tarif de depăşire a capacităţi 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 7%
de producţie
Puncte de intrare din depozitele de 7%
înmagazinare subterană a gazelor naturale
Puncte de ieşire 5%
──────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Tarif pentru livrare sub normalizarea aprobată ART. 100 În condiţiile art. 76 şi ale Anexei nr. 10, OTS va plăti UR un tarif pentru livrare sub nominalizarea aprobată, pentru cantităţile de gaze cu care aceasta nu a fost respectată, în funcţie de limitele de toleranţă specificate în Tabelul 6. Tarif pentru neasigurarea capacităţii rezervate ART. 101 (1) OTS va plăti UR un tarif pentru neasigurarea capacităţii rezervate. (2) Se consideră că OTS nu asigură capacitatea rezervată atunci când acesta recurge la limitarea/întreruperea capacităţii fără a respecta obligaţiile prevăzute în contractul de transport de Codul reţelei sau de alte reglementări în vigoare. Tabelul 5 - Limite de toleranţă pentru stabilirea tarifului de nerespectare a nominalizării
─────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Limite de toleranţă pentru stabilirea tarifului de nerespectare
a nominalizării
─────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
3% < diferenţa dintre alocare şi nominalizarea aprobată ≤ 10% din nominalizarea aprobată
în punctul de intrare/ieşire
─────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
10% < diferenţa dintre alocare şi nominalizarea aprobată ≤ 20% din nominalizarea aprobată
în punctul de intrare/ieşire
─────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Diferenţa dintre alocare şi nominalizarea aprobată > 20% din nominalizarea aprobată
în punctul de intrare/ieşire
─────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Notă: valori absolute Tabelul 6 - Limite de toleranţă pentru stabilirea tarifului pentru livrare sub nominalizarea aprobată
──────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Limite de toleranţă pentru stabilirea tarifului pentru livrare
sub nominalizarea aprobată
──────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
3% < diferenţa dintre alocare şi nominalizarea aprobată ≤ 10% din
nominalizarea aprobată totală în punctele de ieşire
──────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
10% < diferenţa dintre alocare şi nominalizarea aprobată ≤ 20% din
nominalizarea aprobată totală în punctele de ieşire
──────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Diferenţa dintre alocare şi nominalizarea aprobată > 20% din nominalizarea
aprobată totală în punctele de ieşire
──────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Notă: valori absolute Tarif de dezechilibru zilnic ART. 102 (1) Pentru intervalele de dezechilibru zilnic prevăzute în Tabelul 2, UR li se va percepe un tarif zilnic. Tariful de dezechilibru zilnic va fi aplicat pentru fiecare zi gazieră, pe baza alocării finale, după ce UR optează sau nu pentru utilizarea FTG, conform valorilor prevăzute în Tabelul 7. (2) Tariful de dezechilibru zilnic conţine preţul gazelor de echilibrare. Tabelul 7 - Valoarea dezechilibrului zilnic
┌──────────────────────────────────────┬─────────────────────────────────────┐
│ Dezechilibru zilnic(*) │Determinarea valorii dezechilibrului │
│ │ zilnic │
├──────────────────────────────────────┼─────────────────────────────────────┤
│2,5% < dezechilibru zilnic final ≤ 5% │ A x cantitatea care depăşeşte │
│ din alocarea totală în punctele de │ alocarea totală în punctele │
│ intrare │ de intrare │
├──────────────────────────────────────┼─────────────────────────────────────┤
│ 5% < dezechilibru zilnic final ≤ 15% │ B x cantitatea care depăşeşte │
│ din alocarea totală în punctele de │ alocarea totală în punctele │
│ intrare │ de intrare │
├──────────────────────────────────────┼─────────────────────────────────────┤
│ dezechilibru zilnic final > 15% │ C x cantitatea care depăşeşte │
│ din alocarea totală în punctele de │ alocarea totală în punctele │
│ intrare │ de intrare │
└──────────────────────────────────────┴─────────────────────────────────────┘
_______ (*) valori absolute Tarif pentru dezechilibru acumulat ART. 103 (1) Pentru intervalele de dezechilibru acumulat prevăzute în Tabelul 3, UR 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 UR au avut posibilitatea de a utiliza FTG ex-post, conform valorilor prevăzute în Tabelele 8 şi 9. (2) Tariful de dezechilibru acumulat nu conţine preţul gazelor de echilibrare. Tabelul 8 - Valoarea dezechilibrului acumulat
┌──────────────────────────────────────┬─────────────────────────────────────┐
│ Dezechilibru acumulat │Determinarea valorii dezechilibrului │
│ │ acumulat │
├──────────────────────────────────────┼─────────────────────────────────────┤
│4% < Dezechilibru acumulat final ≤ 8% │ L x cantitate acumulată │
│ din alocarea totală în punctele │ care depăşeşte alocarea totală │
│ de intrare │ în punctele de intrare │
├──────────────────────────────────────┼─────────────────────────────────────┤
│8% < Dezechilibru acumulat final ≤ 12%│ M x cantitate acumulată │
│ din alocarea totală în punctele │ care depăşeşte alocarea totală │
│ de intrare │ în punctele de intrare │
├──────────────────────────────────────┼─────────────────────────────────────┤
│12% < Dezechilibru acumulat final ≤15%│ N x cantitate acumulată │
│ din alocarea totală în punctele │ care depăşeşte alocarea totală │
│ de intrare │ în punctele de intrare │
├──────────────────────────────────────┼─────────────────────────────────────┤
│15% < Dezechilibru acumulat final ≤20%│ O x cantitate acumulată │
│ din alocarea totală în punctele │ care depăşeşte alocarea totală │
│ de intrare │ în punctele de intrare │
├──────────────────────────────────────┼─────────────────────────────────────┤
│ Dezechilibru acumulat final > 20% │ P x cantitate acumulată │
│ din alocarea totală în punctele │ care depăşeşte alocarea totală │
│ de intrare │ în punctele de intrare │
└──────────────────────────────────────┴─────────────────────────────────────┘
Tabelul 9 - Valoarea dezechilibrului acumulat
┌─────────────────────────────────────────┬──────────────────────────────────┐
│ Interval de echilibrare │ Tarif pentru dezechilibrul │
│ │ acumulat (lei/MWh) │
├─────────────────────────────────────────┼──────────────────────────────────┤
│-2,5% < dezechilibru acumulat final ≤ -5%│ Q x cantitate acumulată │
│ din alocarea totală în punctele │ care depăşeşte alocarea totală │
│ de intrare │ în punctele de intrare │
├─────────────────────────────────────────┼──────────────────────────────────┤
│ -5% < dezechilibru acumulat final ≤ -8% │ R x cantitate acumulată │
│ din alocarea totală în punctele │ care depăşeşte alocarea totală │
│ de intrare │ în punctele de intrare │
├─────────────────────────────────────────┼──────────────────────────────────┤
│ -8% < dezechilibru acumulat final ≤ -12%│ S x cantitate acumulată │
│ din alocarea totală în punctele │ care depăşeşte alocarea totală │
│ de intrare │ în punctele de intrare │
├─────────────────────────────────────────┼──────────────────────────────────┤
│-12% < dezechilibru acumulat final ≤ -15%│ T x cantitate acumulată │
│ din alocarea totală în punctele │ care depăşeşte alocarea totală │
│ de intrare │ în punctele de intrare │
├─────────────────────────────────────────┼──────────────────────────────────┤
│ dezechilibru acumulat final > -15% │ U x cantitate acumulată │
│ din alocarea totală în punctele │ care depăşeşte alocarea totală │
│ de intrare │ în punctele de intrare │
└─────────────────────────────────────────┴──────────────────────────────────┘
ART. 104 Valorile tarifelor pentru toate tipurile de dezechilibru sunt prevăzute în Anexa nr. 10 la Codul reţelei şi vor intra în vigoare după o perioadă de testare, dar nu mai târziu de 1 iulie 2014. Facturare şi plată ART. 105 (1) Pe durata administrării contractelor de transport, OTS emite în termen de 10 zile lucrătoare de la sfârşitul lunii şi transmite UR: a) o factură aferentă serviciilor de transport prestate pentru luna precedentă, întocmită în baza alocărilor finale; b) o factură aferentă dezechilibrelor calculate pentru luna precedentă, întocmită în baza alocărilor finale prin aplicarea FTG, care va include, după caz: i. tariful de depăşire a capacităţii rezervate; ii. tariful de nerespectare a nominalizării aprobate; iii. tariful de dezechilibru zilnic; iv. tariful de dezechilibru acumulat. (2) OTS are dreptul să emită o factură proforma având în vedere contravaloarea estimată a serviciilor prestate în luna respectivă UR, până cel târziu în data de 15 a lunii gaziere. Contestarea facturilor ART. 106 (1) În caz de contestare a facturilor se va urma procedura din prezenta secţiune. (2) Pentru a verifica factura, UR va avea dreptul, pe baza unei notificări adresate OTS, de a avea acces la datele/documentele care au stat la baza emiterii facturii. (3) Dacă la analizarea acestor date/documente se constată erori în cuprinsul facturii sau în modul de calcul, aceasta va fi corectată imediat şi se vor efectua regularizările aferente. (4) Toate datele/documentele care au stat la baza emiterii facturilor vor fi păstrate timp de 5 ani. Datele/documentele care au făcut obiectul contestaţiilor sau neînţelegerilor în instanţă vor fi păstrate cel puţin 1 an de la soluţionarea respectivei contestaţii. Plată ART. 107 (1) Toate plăţile efectuate de către UR vor fi făcute prin transfer bancar în contul specificat de OTS. (2) Toate plăţile efectuate de OTS vor fi făcute prin transfer bancar în contul specificat de UR. (3) Fiecare dintre părţi îşi poate alege o altă bancă, cu condiţia transmiterii către cealaltă parte, cu cel puţin 22 de zile lucrătoare înaintea datei de scadenţă a plăţii, a unei notificări prealabile. (4) Plata se va considera efectuată la timp dacă suma este transferată la banca părţii până cel târziu la 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 de transport şi de sistem" sau "OTS", 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" sau "UR" pe de altă parte, 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 energiei electrice şi a gazelor naturale nr. 123/2012, precum şi în Codul reţelei, aprobat prin Ordin al preşedintelui ANRE. (2) Prevederile prezentului contract sunt completate cu prevederile din Codul civil, Legea energiei electrice şi a gazelor naturale nr. 123/2012 şi reglementările ANRE, inclusiv prevederile Codului reţelei şi ale Condiţiilor tehnice pentru exploatarea punctelor de fisurare a cantităţilor de gaze naturale la intrarea/ieşirea în/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 OTS pentru sau în legătură cu rezervarea capacităţii de transport în punctele de intrare/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/ieşire în/din SNT este prevăzută în Anexa nr. 2 la prezentul contract şi este exprimată în MWh/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 în punctele de intrare/ieşire în/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) UR va plăti OTS contravaloarea serviciilor ferme/întreruptibile de transport prestate, calculată în baza tarifului de transport. (2) UR va plăti suplimentar OTS, 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 OTS. (7) Facturarea lunară a contravalorii serviciilor întreruptibile de transport al gazelor naturale prestate se realizează în baza capacităţii rezervate în SNT, a numărului de ore din fiecare lună în care serviciile de transport nu au fost limitate/întrerupte şi a cantităţilor de gaze naturale predate/preluate de OTS, precum şi, după caz, a celorlalte obligaţii de plată care derivă din executarea prezentului contract. VI. Drepturile şi obligaţiile OTS Art. 6. - OTS are următoarele drepturi: a) să încaseze de la UR contravaloarea serviciilor prestate şi a majorărilor de întârziere; b) să limiteze/întrerupă prestarea serviciilor de transport, cu preavizare, în cazul neîndeplinirii obligaţiilor de plata la termenele şi în condiţiile prevăzute în prezentul contract; c) să întrerupă prestarea serviciilor de transport, în cazul în care UR 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 clienţilor întreruptibili, dacă UR nu face acest lucru; f) să factureze UR contravaloarea serviciilor de transport prestate, cu respectarea tarifelor prevăzute în prezentul contract, şi, după caz, a majorărilor de întârziere; g) să limiteze sau să întrerupă prestarea serviciilor de transport în scopul remedierii avariilor apărute în SNT, cu informarea UR 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 UR, 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. - OTS are următoarele obligaţii: a) să anunţe UR 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 li livreze UR 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 permită accesul UR la datele/documentele care au stat la baza emiterii facturii în situaţia în care UR contestă factura emisă; f) să iniţieze modificarea şi/sau completarea prezentului contract, în cazul modificării circumstanţelor care au stat la baza încheierii acestuia; g) toate celelalte obligaţii astfel cum acestea sunt prevăzute în Codul Reţelei. VII. Drepturile şi obligaţiile UR Art. 8. - UR 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 OTS sumele aferente pentru neasigurarea capacităţii rezervate şi, respectiv, pentru livrarea sub nominalizarea/renominalizarea aprobată, în conformitate cu prevederile Codului reţelei; d) să conteste factura emisă de OTS şi să solicite acestuia accesul la datele/documentele care au stat la baza emiterii facturii; e) de a refuza să preia în punctele de ieşire din SNT gazele naturale care nu respectă condiţiile de calitate prevăzute în Condiţiile tehnice; f) să solicite OTS să modifice prezentul contract în cazul modificării circumstanţelor care au stat la baza încheierii acestuia; g) toate celelalte drepturi astfel cum acestea sunt prevăzute în Codul reţelei. Art. 9. - UR are următoarele obligaţii: a) să plătească integral şi la termen facturile emise de OTS, reprezentând contravaloarea serviciilor de transport prestate şi, după caz, a majorărilor de întârziere aferente; 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. c) să anunţe OTS, 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 clienţii 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 Convenţia tehnică încheiată conform prevederilor Codului reţelei; (4) OTS poate accepta depăşirea presiunii în punctele de intrare dacă operarea în aceste condiţii nu afectează transportul pentru alţi UR. 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 dobânzii 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 alin. (1) se decalează în mod corespunzător. Art. 14. - (1) În situaţia în care, pe parcursul lunii de livrare, UR nu asigură condiţiile de calitate a gazelor naturale în punctele de intrare în SNT, cel puţin la nivelul prevăzut în Condiţiile tehnice, OTS 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 AC în perioada respectivă. (2) În cazul în care suma prevăzută la alin. (1) nu acoperă integral prejudiciul înregistrat, OTS are dreptul să solicite şi să primească suplimentar daune-interese, până la acoperirea integrală a prejudiciului cauzat pentru situaţia în care UR nu îşi îndeplineşte din culpă obligaţiile în cauză, precum şi orice alte obligaţii stabilite prin prezentul contract. Art. 15. - În cazul în care UR, la cererea OTS, nu cedează voluntar/nu recurge la facilitatea de transfer a capacităţii rezervată şi neutilizată, procedându-se la transferul obligatoriu de capacitate, UR 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) UR 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 neasigurarea capacităţi: rezervate, în conformitate cu prevederile Codului reţelei, în cazul în care OTS nu menţine la dispoziţia UR 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, exprimaţi 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 AC în perioada respectivă; (2) În cazul în care suma prevăzută la alin. (1) nu acoperă integral prejudiciul înregistrat, UR are dreptul să solicite şi să primească suplimentar daune-interese, până la acoperirea integrală a prejudiciului cauzat, pentru situaţia în care OTS 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 extern, imprevizibil, absolut invincibil şi inevitabil, care exonerează părţile de răspundere, în condiţiile art. 1351 din Codul Civil. (2) 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) prin executarea prestaţiilor; b) prin denunţare unilaterală; c) prin acordul de voinţă al părţilor; d) la expirarea termenului contractului; e) în cazul neîndeplinirii uneia din cerinţele privind accesul la serviciile de transport în SNT, prevăzute de Codul reţelei; f) în cazul returnării voluntare a capacităţii aprobate totale, în conformitate cu Codul Reţelei; g) în cazul transferului obligatoriu al capacităţii totale aprobate în conformitate cu condiţiile prevăzute de Codul reţelei; h) prin denunţare în caz de faliment, dizolvare, lichidare sau retragere a licenţei, după caz, a partenerului contractual; i) pentru 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 maxim 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 minim 10 zile lucrătoare înaintea datei de cesionare planificate. (3) Partea notificată are obligaţia de a răspunde motivat în termen de maxim 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 2: Capacitatea rezervată - Anexa 3: Programul de transport Prezentul contract a fost încheiat astăzi, ................, în două exemplare originale, şi fiecare parte declară că a primit un astfel de exemplar original. Notă: Clauzele din prezentul contract, aplicabile clienţilor întreruptibili de gaze naturale, vor fi preluate exclusiv în cadrul contractelor încheiate între OTS şi UR care au în portofoliul lor de clienţi, clienţi întreruptibili, OTS UR 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*) NOTĂ: *) se va prelua modelul anexei nr. 4 la Codul reţelei Anexa 3 la contractul-cadru de transport al gazelor naturale PROGRAM DE TRANSPORT*) NOTĂ: *) se va prelua modelul anexei nr. 5 la Codul reţelei ANEXA 2 (la Codul Reţelei pentru Sistemul naţional de transport al gazelor naturale) Declaraţia utilizatorului reţelei În conformitate cu prevederile Codului Reţelei pentru Sistemul naţional de transport al gazelor naturale, declar prin prezenta că solicitarea de capacitate pentru fiecare punct de intrare în/ieşire din Sistemul naţional de transport al gazelor naturale este în concordanţă cu: a) contractele încheiate cu clienţii din portofoliul propriu; b) contractele de înmagazinare; c) necesarul de consum propriu. Utilizatorul reţelei Data: .................. Reprezentant autorizat Semnătura: ............. ANEXA 3 (la Codul reţelei pentru Sistemul naţional de transport al gazelor naturale) Solicitare de capacitate I. Parte solicitantă UR: .......[numele şi datele de identificare ale UR]............. Persoana de contact pentru această solicitare: ................... II. Perioada de capacitate Capacitatea este solicitată pentru perioada: ..................... 1. [Zi gazieră]; [lună]; [an], ora 6,00 - 1. [zi gazieră]; [lună]; [an]; ora 6,00 III. Informaţii privind capacitatea Capacitatea este solicitată pentru următorul/următoarele punct/puncte de intrare/ieşire: Puncte de intrare
┌────┬──────┬────────┬──────────────────┐
│Nr. │Cod │Denumire│ Capacitate │
│crt.│PM*) │ PM*) ├──────────────────┤
│ │ │ │ │
│ │ │ │ MWh/zi │
│ │ │ │ │
├────┼──────┼────────┼──────────────────┤
│1. │[cod] │[nume] │ [valoare] │
└────┴──────┴────────┴──────────────────┘
-----
*) Puncte de intrare fizic.
Puncte de ieşire
┌────┬──────┬────────┬──────────────────┐
│Nr. │Cod │Denumire│ Capacitate │
│crt.│SRM*) │ SRM*) ├──────────────────┤
│ │ │ │ │
│ │ │ │ MWh/zi │
│ │ │ │ │
├────┼──────┼────────┼──────────────────┤
│1. │[cod] │[nume] │ [valoare] │
└────┴──────┴────────┴──────────────────┘
-----
*) Puncte de ieşire fizic.
Puterea calorifică superioară luată în calcul pentru transformarea capacităţii în MWh/zi se determină ca medie ponderată cu volumele de gaze naturale a puterilor calorifice superioare măsurate în perioada anului calendaristic anterior pentru fiecare punct considerat. Din capacitatea solicitată la punctele de ieşire, următoarea va fi cu alimentare de urgenţă întreruptibilă:
┌────┬──────┬────────┬──────────────────┐
│Nr. │Cod │Denumire│ Capacitate │
│crt.│SRM*) │ SRM*) ├──────────────────┤
│ │ │ │ │
│ │ │ │ MWh/zi │
│ │ │ │ │
├────┼──────┼────────┼──────────────────┤
│1. │[cod] │[nume] │ [valoare] │
└────┴──────┴────────┴──────────────────┘
-----
*) Puncte de ieşire fizic.
IV. Informaţii suplimentare Pentru capacitatea în punctele de intrare: 1. Partenerul/Clienţii UR trebuie specificat/specificaţi. 2. Se vor ataşa declaraţii conform modelului din Anexa nr. 2 la Codul reţelei pentru Sistemul naţional de transport al gazelor naturale. Utilizatorul reţelei Data: .................. Reprezentant autorizat Semnătura: ............. ANEXA 4 (la Codul reţelei pentru Sistemul naţional de transport al gazelor naturale) Notificare [] de aprobare / [] de refuz Ca urmare a cererii dumneavoastră nr. ........ înregistrată sub nr. ....... [] Prin prezenta vă comunicăm faptul că se aprobă rezervarea următoarei capacităţi: [] În baza art. 43 alin. (2) din Codul reţelei pentru Sistemul naţional de transport al gazelor naturale, prin prezenta vă comunicăm faptul că se refuză rezervarea următoarei capacităţi: Puncte de intrare
┌────┬──────┬────────┬──────────────────┐
│Nr. │Cod │Denumire│ Capacitate │
│crt.│PM*) │ PM*) ├──────────────────┤
│ │ │ │ │
│ │ │ │ MWh/zi │
│ │ │ │ │
├────┼──────┼────────┼──────────────────┤
│1. │[cod] │[nume] │ [valoare] │
└────┴──────┴────────┴──────────────────┘
-----
*) Puncte de intrare fizic.
Puncte de ieşire
┌────┬──────┬────────┬──────────────────┐
│Nr. │Cod │Denumire│ Capacitate │
│crt.│SRM*) │ SRM*) ├──────────────────┤
│ │ │ │ │
│ │ │ │ MWh/zi │
│ │ │ │ │
├────┼──────┼────────┼──────────────────┤
│1. │[cod] │[nume] │ [valoare] │
└────┴──────┴────────┴──────────────────┘
-----
*) Puncte de ieşire fizic.
OTS Data: .................. Reprezentant autorizat Semnătură: ............. ANEXA 5 (la Codul reţelei pentru Sistemul naţional de transport a gazelor naturale) Program de transport Prin prezenta vă informăm în legatură cu programul nostru de transport anual în conformitate cu prevederile Codul reţelei pentru Sistemul naţional de transport al gazelor naturale. În acest sens, vă comunicăm mai jos cantităţile lunare convenite cu producătorii, furnizorii, operatorii de înmagazinare, operatorii de distribuţie, clienţii direcţi, care vor face obiectul contractului de transport pentru perioada ...., după cum urmează: Puncte de intrare
┌────┬─────┬──────┬──────┬────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────┐
│Nr │ Cod │Denu- │Parte-│ Cantitatea │
│crt.│ PM*)│mire │nerul │ MWh │
│ │ │PM*) │ UR ├───────┬─────────┬──────────┬─────────┬─────────┬─────────┬─────────┬─────────┬───────┬─────────┬───────┬───────┤
│ │ │ │(fur- │ Iulie │ August │Septembrie│Octombrie│Noiembrie│Decembrie│Ianuarie │Februarie│Martie │ Aprilie │ Mai │ Iunie │
│ │ │ │nizor)│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
├────┼─────┼──────┼──────┼───────┼─────────┼──────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼───────┼─────────┼───────┼───────┤
│ 1.│[cod]│[nume]│[nume]│[valoa-│[valoare]│ [valoare]│[valoare]│[valoare]│[valoare]│[valoare]│[valoare]│[valoa-│[valoare]│[valoa-│[valoa-│
│ │ │ │ │re] │ │ │ │ │ │ │ │re] │ │re] │re] │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
└────┴─────┴──────┴──────┴───────┴─────────┴──────────┴─────────┴─────────┴─────────┴─────────┴─────────┴───────┴─────────┴───────┴───────┘
---------- *) Punct de intrare fizic. Puncte de ieşire
┌────┬─────┬──────┬──────┬────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────┐
│Nr │ Cod │Denu- │Parte-│ Cantitatea │
│crt.│SRM*)│mire │nerul │ MWh │
│ │ │SRM*) │ UR ├───────┬─────────┬──────────┬─────────┬─────────┬─────────┬─────────┬─────────┬───────┬─────────┬───────┬───────┤
│ │ │ │(OD/ │ Iulie │ August │Septembrie│Octombrie│Noiembrie│Decembrie│Ianuarie │Februarie│Martie │ Aprilie │ Mai │ Iunie │
│ │ │ │CD/OÎ)│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
├────┼─────┼──────┼──────┼───────┼─────────┼──────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼───────┼─────────┼───────┼───────┤
│ 1.│[cod]│[nume]│[nume]│[valoa-│[valoare]│ [valoare]│[valoare]│[valoare]│[valoare]│[valoare]│[valoare]│[valoa-│[valoare]│[valoa-│[valoa-│
│ │ │ │ │re] │ │ │ │ │ │ │ │re] │ │re] │re] │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
└────┴─────┴──────┴──────┴───────┴─────────┴──────────┴─────────┴─────────┴─────────┴─────────┴─────────┴───────┴─────────┴───────┴───────┘
--------- *) Punct de ieşire fizic. Puterea calorifică superioară luată în calcul pentru transformarea cantităţii în MWh se determină ca medie ponderată cu volumele de gaze naturale a puterilor calorifice superioare măsurate în perioada anului calendaristic anterior pentru fiecare punct considerat. Vă rugăm să aveţi în vedere că acest program de transport este obligatoriu pentru anul gazier [ ], exceptând cazul în care este amendat de noi 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 ....... Prin prezenta vă informăm în legatură cu programul nostru de transport anual în conformitate cu prevederile Codul reţelei pentru Sistemul naţional de transport al gazelor naturale. În acest sens, vă comunicăm mai jos noile cantităţi avute în vedere: Puncte de intrare
┌────┬─────┬──────┬──────┬────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────┐
│Nr. │ Cod │Denu- │Parte-│ Cantitatea │
│crt.│ PM*)│mire │nerul │ MWh │
│ │ │ PM*) │ UR ├───────┬─────────┬──────────┬─────────┬─────────┬─────────┬─────────┬─────────┬───────┬─────────┬───────┬───────┤
│ │ │ │(fur- │ Iulie │ August │Septembrie│Octombrie│Noiembrie│Decembrie│Ianuarie │Februarie│Martie │ Aprilie │ Mai │Iunie │
│ │ │ │nizor)│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
├────┼─────┼──────┼──────┼───────┼─────────┼──────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼───────┼─────────┼───────┼───────┤
│ 1.│[cod]│[nume]│[nume]│[valoa-│[valoare]│ [valoare]│[valoare]│[valoare]│[valoare]│[valoare]│[valoare]│[valoa-│[valoare]│[valoa-│[valoa-│
│ │ │ │ │re] │ │ │ │ │ │ │ │re] │ │re] │re] │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
└────┴─────┴──────┴──────┴───────┴─────────┴──────────┴─────────┴─────────┴─────────┴─────────┴─────────┴───────┴─────────┴───────┴───────┘
---------- *) Punct de intrare fizic. Puncte de ieşire
┌────┬─────┬──────┬──────┬────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────┐
│Nr. │ Cod │Denu- │Parte-│ Cantitatea │
│crt.│SRM*)│mire │nerul │ MWh │
│ │ │SRM*) │ UR ├───────┬─────────┬──────────┬─────────┬─────────┬─────────┬─────────┬─────────┬───────┬─────────┬───────┬───────┤
│ │ │ │(OD/CD│ Iulie │ August │Septembrie│Octombrie│Noiembrie│Decembrie│Ianuarie │Februarie│Martie │ Aprilie │ Mai │Iunie │
│ │ │ │/fur- │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│ │ │ │nizor/│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│ │ │ │ OÎ) │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
├────┼─────┼──────┼──────┼───────┼─────────┼──────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼───────┼─────────┼───────┼───────┤
│ 1.│[cod]│[nume]│[nume]│[valoa-│[valoare]│ [valoare]│[valoare]│[valoare]│[valoare]│[valoare]│[valoare]│[valoa-│[valoare]│[valoa-│[valoa-│
│ │ │ │ │re] │ │ │ │ │ │ │ │re] │ │re] │re] │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
└────┴─────┴──────┴──────┴───────┴─────────┴──────────┴─────────┴─────────┴─────────┴─────────┴─────────┴───────┴─────────┴───────┴───────┘
--------- *) Punct de ieşire fizic. 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 UR], parte la Contractul de transport nr. ....., încheiat între ......... [numele UR] şi ....... [numele OTS] în data de ....... [se va completa data] În conformitate cu prevederile Codului reţelei, vă rugăm să luaţi notă că nominalizarea/renominalizarea noastră pentru săptămâna/ziua gazieră [ ] este următoarea: Puncte de intrare
┌────┬─────┬────────┬────────────┬─────────────────────────────────────────────────────────────────────┐
│Nr. │ Cod │Denumire│Partener UR │ │
│crt.│ PM*)│ PM*) │(producător/│ Cantitate │
│ │ │ │importator/ │ MWh │
│ │ │ │furnizor/OÎ)│ │
│ │ │ │ ├─────────┬─────────┬─────────┬─────────┬─────────┬─────────┬─────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│ │ │ │ │ MIERCURI│ JOI │ VINERI │ SÂMBĂTĂ │ DUMINICĂ│ LUNI │ MARŢI │
│ │ │ │ │ zz/ll/aa│ zz/ll/aa│ zz/ll/aa│ zz/ll/aa│ zz/ll/aa│ zz/ll/aa│ zz/ll/aa│
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
├────┼─────┼────────┼────────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┤
│ 1.│[cod]│ [nume] │ [nume] │[valoare]│[valoare]│[valoare]│[valoare]│[valoare]│[valoare]│[valoare]│
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
└────┴─────┴────────┴────────────┴─────────┴─────────┴─────────┴─────────┴─────────┴─────────┴─────────┘
-------- *) Punct de intrare fizic. Puncte de ieşire
┌────┬─────┬────────┬────────────┬─────────────────────────────────────────────────────────────────────┐
│Nr. │ Cod │Denumire│Partener UR │ │
│crt.│SRM*)│ SRM*) │ (OD/CD/OÎ) │ Cantitate │
│ │ │ │ │ MWh │
│ │ │ │ │ │
│ │ │ │ ├─────────┬─────────┬─────────┬─────────┬─────────┬─────────┬─────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│ │ │ │ │ MIERCURI│ JOI │ VINERI │ SÂMBĂTĂ │ DUMINICĂ│ LUNI │ MARŢI │
│ │ │ │ │ zz/ll/aa│ zz/ll/aa│ zz/ll/aa│ zz/ll/aa│ zz/ll/aa│ zz/ll/aa│ zz/ll/aa│
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
├────┼─────┼────────┼────────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┤
│ 1.│[cod]│ [nume] │ [nume] │[valoare]│[valoare]│[valoare]│[valoare]│[valoare]│[valoare]│[valoare]│
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │
└────┴─────┴────────┴────────────┴─────────┴─────────┴─────────┴─────────┴─────────┴─────────┴─────────┘
-------- *) Punct de ieşire fizic. Puterile calorifice superioare luate în calcul la elaborarea nominalizării/renominalizării sunt cele disponibile pe pagina de internet a OTS la momentul elaborării solicitării respective, puteri calorifice superioare calculate şi publicate în conformitate cu prevederile Regulamentului de măsurare a cantităţilor de gaze naturale tranzacţionate în România, aprobat prin Ordinul preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei nr. 62/2008, cu modificările ulterioare. [ ] Confirmăm prin prezenta că aceasta reprezintă singura nominalizare/renominalizare pentru săptămâna/ziua gazieră [●] şi ne rezervăm totodată dreptul de a face renominalizare în conformitate cu prevederile Codului reţelei. [ ] Confirmăm prin prezenta că aceasta reprezintă singura renominalizare pentru săptămâna/ziua gazieră [●] Declarăm că nominalizarea/renominalizarea este în conformitate cu obligaţiile contractuale potrivit portofoliului propriu de clienţi. Aşteptăm aprobarea dumneavoastră pentru valorile sus-menţionate. Utilizatorul reţelei Data: ........ Reprezentant autorizat Semnătură: .......... ANEXA 8 (la Codul reţelei pentru Sistemul naţional de transport al gazelor naturale) Cerere de transfer de capacitate Subsemnatul ....... [numele şi datele de identificare ale UR], parte la Contractul de transport nr. [ ] încheiat între ......... [numele UR] şi ........ [numele OTS] în data de ....... [se va completa data], în calitate de UR care transferă, şi Subsemnatul ....... [numele şi datele de identificare ale UR], parte la Contractul de transport nr. [ ] încheiat între ......... [numele UR] şi .........[numele OTS] în data de ....... [se va completa data], în calitate de UR care beneficiază de transfer, solicităm prin prezenta transferarea următoarei capacităţi de la UR care transferă la UR beneficiar de transfer începând cu data de ....... [se va completa data]. Puncte de intrare
┌────┬───────┬──────────┬──────────────────────────────────────┐
│Nr. │ Cod │ Denumire │ │
│crt.│ PM*) │ PM*) │ Capacitate │
│ │ │ ├──────────────────────────────────────┤
│ │ │ │ MWh/zi │
├────┼───────┼──────────┼──────────────────────────────────────┤
│ 1.│ [cod] │ [nume] │ [valoare] │
│ │ │ │ │
└────┴───────┴──────────┴──────────────────────────────────────┘
--------- *) Punct de intrare fizic. Puncte de ieşire
┌────┬───────┬──────────┬──────────────────────────────────────┐
│Nr. │ Cod │ Denumire │ │
│crt.│ SRM*) │ SRM*) │ Capacitate │
│ │ │ ├──────────────────────────────────────┤
│ │ │ │ MWh/zi │
├────┼───────┼──────────┼──────────────────────────────────────┤
│ 1.│ [cod] │ [nume] │ [valoare] │
│ │ │ │ │
└────┴───────┴──────────┴──────────────────────────────────────┘
--------- *) Punct de ieşire fizic. Din care următoarea capacitate cu alimentare de urgenţă întreruptibilă:
┌────┬───────┬──────────┬──────────────────────────────────────┐
│Nr. │ Cod │ Denumire │ │
│crt.│ SRM*) │ SRM*) │ Capacitate │
│ │ │ ├──────────────────────────────────────┤
│ │ │ │ MWh/zi │
├────┼───────┼──────────┼──────────────────────────────────────┤
│ 1.│ [cod] │ [nume] │ [valoare] │
│ │ │ │ │
└────┴───────┴──────────┴──────────────────────────────────────┘
--------- *) Punct de ieşire fizic. Având în vedere cele de mai sus, vă rugăm să reţineţi că capacitatea rezervată a celor doi UR implicaţi în transferul de capacitate va fi modificată în mod corespunzător de OTS. Justificarea acestei cereri de transfer de capacitate este că ......... [se vor enumera motivele] UR care transferă Data: ........ Reprezentant autorizat Semnătură: .......... UR 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. I Condiţii generale 1.1. Condiţiile tehnice pentru exploatarea punctelor de măsurare a cantităţilor de gaze naturale la intrarea/ieşirea în/din SNT, denumite în continuare Condiţii tehnice fac parte integrantă din Codul de reţelei şi stabilesc: a) drepturile şi obligaţiile OTS, UR şi partenerilor UR privind exploatarea punctelor de intrare/ieşire în/din SNT; b) schimbul de date dintre OTS, 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 OTS 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 energiei electrice şi a gazelor naturale nr. 123/2012, precum şi în Codul reţelei. CAP. 2. Exploatarea punctelor de intrare în/ieşire din SNT 2.1. Exploatarea punctelor de intrare/ieşire în/din SNT aparţinând OTS, se realizează de către OTS cu respectarea procedurilor de lucru întocmite în conformitate cu Manualul de Asigurare 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 si 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/ieşire în/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/ieşire în/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 OTS 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, OTS UR şi partenerii UR au următoarele obligaţii specifice: A. Partenerii UR - producători, importatori, OÎ - în relaţia cu OTS au următoarele obligaţii: (1) Să permită accesul reprezentanţilor desemnaţi de către OTS, 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 a partenerilor acestuia; (2) Să informeze OTS despre modificarea planificată a regimurilor tehnologice de livrare a gazelor naturale, cu minim 24 ore înainte; (3) Să livreze gaze naturale în SNT numai prin punctele în care UR au rezervat capacitate; (4) Să comunice în cel mai scurt timp OTS apariţia situaţiilor de avarie, care afectează regimul tehnologic din SNT, precum şi măsurile luate pentru remediere. B. OTS faţă de UR şi partenerii acestuia are următoarele obligaţii: (1) Să informeze UR şi partenerii acestuia - producători, importatori, OÎ - 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, OÎ, 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 al 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 OTS. (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, OTS UR şi partenerii UR au următoarele obligaţii specifice: A. OTS faţă de UR şi partenerii acestuia - OD, OÎ, CD - 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 OTS; (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 OTS au obligaţia să comunice în cel mai scurt timp OTS apariţia situaţiilor deosebite apărute in funcţionarea sistemelor adiacente conectate la SNT care afectează regimul tehnologic şi măsurile luate pentru îndepărtarea acestora. 2.6. Dotarea tehnică a punctelor de intrare/ieşire în/din SNT se realizează de către proprietarul/operatorul acestora, pe cheltuiala sa, cu respectarea condiţiilor stipulate in Regulamentul de măsurare a cantităţilor de gaze naturale tranzacţionate în România şi la capitolul 3 din prezentele Condiţii tehnice. 2.7. Exploatarea punctelor de ieşire din SNT se va face numai de către OTS, indiferent de proprietarul acestora, în conformitate cu licenţa de operare a sistemului 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/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 în România. 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 Regulamentul de măsurare a cantităţilor de gaze naturale tranzacţionate în România. (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/ies în/din SNT, se efectuează pentru toate punctele de predare/preluare de intrare şi, respectiv, de ieşire, şi pentru toate sistemele de măsurare, la ora 6.00 a zilei gaziere n pentru ziua gazieră n-1. 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: OTS, respectiv UR şi partenerii acestuia. (2) Pentru punctele de intrare/ieşire în/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 compară 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 măsurare 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/OÎ, după caz, au obligaţia transmiterii la OTS a următoarelor informaţii: a) zilnic, pană la ora 10.00, 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 OTS 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 tranzancţionate în România. (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 în România. 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 3.1, respectiv Anexa 3.2. 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 în punctele de intrare/ieşire în/din SNT, se interzice. (2) Operatorii punctelor de intrare/ieşire în/din SNT au obligativitatea ca în termen de maxim 18 luni, de la intrarea în vigoare a Codului Reţelei, să înlocuiască înregistratoarele 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. 5 "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 4.1 ... 4.4. 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 în/din SNT, trebuie să fie conforme cu condiţiile minime de calitate prevăzute de legislaţia în vigoare. (2) OTS poate percepe penalităţi pentru nerespectarea calităţii gazelor naturale livrate în SNT. 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 Regulamentul de măsurare a cantităţilor de gaze naturale tranzacţionate în România. 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 Regulamentul de măsurare a cantităţilor de gaze naturale tranzacţionate în România 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 Regulamentul de măsurare a cantităţilor de gaze naturale tranzacţionate în România, 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, OÎ - vor asigura în punctele de intrare în SNT: a) un punct de rouă al apei de cel puţin -15°C la presiunea de livrare din punctul de intrare în SNT; b) un punct de rouă al hidrocarburilor lichide de cel puţin 0°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 Regulamentul de măsurare a cantităţilor de gaze naturale tranzacţionate în România. (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 OTS 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 informaţională realizată de OTS asigură schimbul de date dintre OTS, UR şi partenerii UR, necesar operării şi utilizării SNT în condiţii de siguranţă şi eficienţă. 6.2. (1) OTS are obligaţia să consemneze prin procese-verbale săptămânale (săptămâna gazieră) şi lunare (luna calendaristică) încheiate cu producătorii, OÎ, OD şi importatorii, conform modelelor prevăzute în Condiţiile tehnice, cantităţile de gaze măsurate în punctele fizice de intrare/ieşire în/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 OTS, pentru fiecare punct fizic de intrare în SNT, următoarele date: a) zilnic, până la ora 10.00, volumele şi puterea calorifică superioară pentru ziua gazieră precedentă; b) zilnic până la ora 14.00 alocarea pe UR a cantităţilor de gaze măsurate pentru ziua gazieră precedentă; c) cantităţile de gaze măsurate, puterea calorifică superioară şi energia aferentă consemnate prin procese-verbale săptămânale (săptămâna gazieră) şi lunare (luna calendaristică) încheiate între părţi, conform modelului prevăzut în Anexa 2.1; d) presiunile orare - telefonic sau e-mail; e) să pună la dispoziţia OTS, la solicitarea acestuia, impulsuri de debit de la sistemele de măsurare în scopul odorizării corespunzătoare; f) după implementarea programelor SCADA, să permită accesul OTS la datele SCADA proprii: debite, presiuni, temperaturi, etc. 6.4. OÎ are obligaţia să transmită OTS pentru fiecare punct fizic de intrare/ieşire în/din depozit, 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 cel târziu cu 5 zile anterior începerii lunii de livrare; d) nominalizările/renominalizările pentru fiecare UR, în conformitate cu prevederile Codului reţelei; e) zilnic, până la ora 10.00, să comunice volumele şi puterea calorifică superioară; f) zilnic, până la ora 14.00, alocarea pe UR a cantităţilor de gaze măsurate pentru ziua gazieră precedentă; g) după încheierea lunii calendaristice, să transmită datele finale - volume şi putere calorifică superioară - pentru toate punctele relevante cu alocare pe fiecare UR; h) furnizează OTS, pentru fiecare punct de intrare/ieşire din/spre depozit, următoarele date: - cantităţile de gaze măsurate, puterea calorifică superioară şi energia aferentă consemnate prin procese-verbale săptămânale (săptămâna gazieră) şi lunare (luna calendaristică) încheiate între părţi, conform modelelor prevăzute în Anexa 2.3; - debitele şi presiunile orare - telefonic sau e-mail. i) pune la dispoziţia OTS, la solicitarea acestuia, impulsuri de debit de la sistemele de măsurare în scopul odorizării corespunzătoare; j) după implementarea programelor SCADA, să permită accesul OTS la datele SCADA proprii: debite, presiuni, temperaturi, etc. 6.5. Operatorul de distribuţie are obligaţia să transmită OTS 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 cel târziu cu 5 zile anterior începerii lunii de livrare). b. zilnic, până la ora ora 14.00 să comunice cantităţile alocate pe fiecare UR 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 UR în toate punctele de ieşire din SNT. d. să consemneze prin procese-verbale săptămânale (săptămâna gazieră) şi lunare (luna calendaristică) încheiate cu OTS, 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 OTS următoarele date: a) Programul de import în punctele de intrare în SNT; - pe an gazier cu defalcare lunară (până la 15 mai); - pe an gazier cu defalcare lunară (până la 15 octombrie); - lunar (până cel târziu cu 5 zile anterior începerii lunii de livrare). b) Nominalizările/renominalizările pentru fiecare UR, în conformitate cu prevederile din Codul reţelei. c) zilnic, până la ora 14.00 să comunice cantităţile alocate pe fiecare UR, pentru ziua gazieră precedentă, în conformitate cu prevederile din Codul reţelei. d) după încheierea lunii calendaristice, să transmită volumele final alocate pe UR în toate punctele de intrare în SNT. e) să consemneze prin procese-verbale săptămânale (săptămâna gazieră) şi lunare (luna calendaristică) încheiate cu OTS, 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/m² Relaţii de transformare în cazul utilizării altor unităţi de măsură tolerate sunt precizate în tabelul de mai jos
┌─────────────┬──────────┬─────────┬─────────┬─────────┬──────────┬──────────┐
│UM presiune │ Pa(N/m²)│ bar │ mmHg │ mm H(2)O│ at │ atm │
│ │ │ │(1 Torr) │ │(atmosfera│(atmosfera│
│ │ │ │ │ │tehnică), │ fizică) │
│ │ │ │ │ │ Kgf/cm² │ │
├─────────────┼──────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┼──────────┤
│Pa (N/m²) │ 1 │ 10^-5│7,50064 x│ 0,101972│ 1,01972 x│ 0,98692 x│
│ │ │ │ 10^-3│ │ 10^-5│ 10^-5│
├─────────────┼──────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┼──────────┤
│bar │ 10^5│ 1 │ 750,064│ 1,01972│ 1,01972│ 0,98692│
│ │ │ │ │ x10^4│ │ │
├─────────────┼──────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┼──────────┤
│mm Hg(1 Torr)│ 133,322│1,33322 X│ 1 │ 13,5951│ 13,5951 x│ 1,31579 X│
│ │ │ 10^-3│ │ │ 10^-4│ 10^-3│
├─────────────┼──────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┼──────────┤
│mm H(2)O │ 9,80665│9,80665 x│ 0,073556│ 1 │ 10^-4│ 9,67837 x│
│ │ │ 0^-5│ │ │ │ 10^-5│
├─────────────┼──────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┼──────────┤
│at (atmosfera│ 9,80665 x│ 0,98066│ 735,559│ 10^4 │ 1 │ 0,967841│
│tehnică), │ 10^4│ │ │ │ │ │
│Kgf/cm² │ │ │ │ │ │ │
├─────────────┼──────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┼──────────┤
│atm │ 10,1325 x│ 1,01325│ 760│1,03323 x│ 1,03323│ 1 │
│(atmosfera │ 10^4│ │ │ 10^4│ │ │
│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 (°C) este: T(K)=t(°C) + 273,15 b) din grade Fahrenheit (°F) este: T(K)=[t(°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 AC. Putere calorifică superioară. Puterea calorifică superioară se va exprima în MWh/mc sau GJ/mc. Temperatura de combustie este precizată în reglementările AC. 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 = vRTZ unde P - presiunea absolută a gazului,în N/m² V - volumul gazului, în mc v - 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 (OTS). Prin prezentul se confirma că în perioada ......... s-a predat respectiv preluat prin panourile de măsurare cantitatea totală de gaze naturale de ..........., mc, respectiv .......Mwh, 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 UR. OBSERVAŢII ............... PREDAT, PRELUAT, SUBUNITATEA ... SUBUNITATEA ... ............... ............... DELEGAT PRODUCĂTOR DELEGAT OTS Nume .............. Nume ........... Prenume .......... Prenume ........ Semnătura ......... Semnătura ...... Prezentul proces-verbal s-a întocmit în 2 exemplare, câte unul pentru fiecare parte. Anexa LA PVPPP nr. .........
┌────┬─────────┬──────────────────────┬─────────────────────────────────────┐
│Nr. │DENUMIRE │ CANTITATE TOTALĂ │ CANTITATE TOTALĂ DEFALCATĂ PE │
│Crt.│ PM │ │ BENEFICIARII GAZELOR │
│ │ ├─────┬────────┬───────┼───────────────────┬─────────────────┤
│ │ │VOLUM│ PCS │ENERGIE│DENUMIRE BENEFICIAR│ CANTITATE │
│ │ │[mc] │[MWh/mc]│[MWh] │ GAZE ├───────┬─────────┤
│ │ │ │ │ │ │ VOLUM │ ENERGIE │
│ │ │ │ │ │ │ [mc] │ [MWh] │
├────┼─────────┼─────┼────────┼───────┼───────────────────┼───────┼─────────┤
│ 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 OTS 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*1)________ *1) În cazul în care sunt mai mulţi importatori: - PV ca fi semnat de importatorul împuternicit de ceilalţi importatori, sau - PV, încheiat în câte 2 ex. va fi semnat cu fiecare importator în parte. şi SNTGN TRANSGAZ SA MEDIAŞ, în calitate de OPERATOR LICENŢIAT AL SISTEMULUI NAŢIONAL DE TRANSPORT AL GAZELOR NATURALE (OTS). 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 ....... Mwh, 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 UR. OBSERVAŢII ....................................................................... ....................................................................... PREDAT, PRELUAT, DELEGAT IMPORTATOR DELEGAT OTS 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°C şi t(ref.ardere) = 15°C Volumul este la 15°C şi presiunea de 1,01325 bar Anexa LA PVPPI nr. .....
┌────┬─────────┬──────────────────────┬─────────────────────────────────────┐
│Nr. │DENUMIRE │ CANTITATE TOTALĂ │ CANTITATE TOTALĂ DEFALCATĂ PE │
│Crt.│ SMG │ │ BENEFICIARII GAZELOR │
│ │ ├─────┬────────┬───────┼───────────────────┬─────────────────┤
│ │ │VOLUM│ PCS │ENERGIE│DENUMIRE BENEFICIAR│ CANTITATE │
│ │ │[mc] │[MWh/mc]│[MWh] │ GAZE ├───────┬─────────┤
│ │ │ │ │ │ │ VOLUM │ ENERGIE │
│ │ │ │ │ │ │ [mc] │ [MWh] │
├────┼─────────┼─────┼────────┼───────┼───────────────────┼───────┼─────────┤
│ 1 │ │ │ │ │1.1. ........ │ │ │
│ │ │ │ │ ├───────────────────┼───────┼─────────┤
│ │ │ │ │ │1.2. ........ │ │ │
│ │ │ │ │ ├───────────────────┼───────┼─────────┤
│ │ │ │ │ │1.n. ........ │ │ │
└────┴─────────┴─────┴────────┴───────┴───────────────────┴───────┴─────────┘
PREDAT, PRELUAT DELEGAT IMPORTATOR DELEGAT OTS Semnătura Semnătura ..................... ......................... Anexa 2.3 (la Condiţiile tehnice) PROCES-VERBAL DE PREDARE/PRELUARE GAZE (PVPPDEP) NR. ..... (pentru cantităţile de gaze naturale intrate/ieşite în/din SNT) Încheiat azi .... luna ..... anul ...... între: SNTGN TRANSGAZ SA MEDIAŞ, în calitate de OPERATOR LICENŢIAT AL SISTEMULUI NAŢIONAL DE TRANSPORT AL GAZELOR NATURALE (OTS). şi ............................., în calitate de OPERATOR LICENŢIAT AL SISTEMULUI NAŢIONAL DE TRANSPORT AL GAZELOR NATURALE (OÎ). Prin prezentul se confirmă că în perioada ......... s-a predat respectiv preluat prin panoul de măsurare ........ în scopul injecţiei/extracţiei în/din depozitul ....... cantitatea totală de gaze naturale de ......... mc, respectiv ....... Mwh, 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 UR. OBSERVAŢII ................................................................ PREDAT, PRELUAT, SUBUNITATEA ........ SUBUNITATEA ................... DELEGAT OTS*2)/DELEGAT OÎ*3) DELEGAT OÎ*4)/DELEGAT OTS*5) Nume .............. Nume ......................... Prenume ........... Prenume ...................... Semnătura Semnătura ....................___________ *2) Pentru ciclul de injecţie. *3) Pentru ciclul de extracţie. *4) Pentru ciclul de injecţie. *5) Pentru ciclul de extracţie. Prezentul proces-verbal s-a întocmit în 2 exemplare, câte unul pentru fiecare parte. Pcs este la t(ref.măsurare)= 15°C şi t(ref.ardere) = 15°C Volumul este la 15°C şi presiunea de 1,01325 bar Anexa LA PVPPDEP nr. .......
┌────┬──────────┬──────────────────────┬─────────────────────────────────────┐
│Nr. │DENUMIRE │ CANTITATE TOTALĂ │ CANTITATE TOTALĂ DEFALCATĂ PE │
│Crt.│PM/DEPOZIT│ │ UR │
│ │ ├─────┬────────┬───────┼───────────────────┬─────────────────┤
│ │ │VOLUM│ PCS │ENERGIE│DENUMIRE BENEFICIAR│ CANTITATE │
│ │ │[mc] │[MWh/mc]│[MWh] │ UR ├───────┬─────────┤
│ │ │ │ │ │ │ VOLUM │ ENERGIE │
│ │ │ │ │ │ │ [mc] │ [MWh] │
├────┼──────────┼─────┼────────┼───────┼───────────────────┼───────┼─────────┤
│ 1 │ │ │ │ │1.1. ........ │ │ │
│ │ │ │ │ ├───────────────────┼───────┼─────────┤
│ │ │ │ │ │1.2. ........ │ │ │
│ │ │ │ │ ├───────────────────┼───────┼─────────┤
│ │ │ │ │ │1.n. ........ │ │ │
└────┴──────────┴─────┴────────┴───────┴───────────────────┴───────┴─────────┘
PREDAT, PRELUAT, SUBUNITATEA ........ SUBUNITATEA ......... .................... ..................... DELEGAT OTS*6)/DELEGAT OÎ*7) DELEGAT OÎ*8)/DELEGAT OTS*9) Semnătura Semnătura ..................... .........................__________ *6) Pentru ciclul de injecţie. *7) Pentru ciclul de extracţie. *8) Pentru ciclul de injecţie. *9) 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 (OTS). şi .................., în calitate de OPERATOR LICENŢIAT AL SISTEMULUI DE DISTRIBUŢIE (OD) 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 ....... Mwh, 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. - 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 OTS DELEGAT OD 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°C şi t(ref.ardere) = 15°C Volumul este la 15°C şi presiunea de 1,01325 bar Anexa LA PVPPD nr. ........
┌────┬──────────┬────────────────┬────────────────────────────┐
│Nr. │ DENUMIRE │ VALOARE INDEX │ CANTITATE TOTALĂ │
│Crt.│ SRM │CONTOR/CORECTOR │ │
│ │ ├────────┬───────┼───────┬──────────┬─────────┤
│ │ │ INDEX │ INDEX │ VOLUM │ PCS │ ENERGIE │
│ │ │ VECHI │ NOU │ [mc] │ [MWh/mc] │ [MWh] │
├────┼──────────┼────────┼───────┼───────┼──────────┼─────────┤
│ 1 │ │ │ │ │ │ │
├────┼──────────┼────────┼───────┼───────┼──────────┼─────────┤
│ 2 │ │ │ │ │ │ │
├────┼──────────┼────────┼───────┼───────┼──────────┼─────────┤
│... │ │ │ │ │ │ │
├────┼──────────┼────────┼───────┼───────┼──────────┼─────────┤
│ n │ │ │ │ │ │ │
└────┴──────────┴────────┴───────┴───────┴──────────┴─────────┘
PREDAT, PRELUAT, SUBUNITATEA ........ SUBUNITATEA ......... .................... ..................... DELEGAT OTS DELEGAT OD 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 (OTS). şi .................., în calitate de OPERATOR LICENŢIAT AL SISTEMULUI DE DISTRIBUŢIE (OD) 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 ....... Mwh, 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 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, OTS OD Director Director ........... .......... Prezentul proces-verbal s-a întocmit în 2 exemplare, câte unul pentru fiecare parte.
┌────┬──────────┬──────────────────────┬─────────────────────────────────────┐
│Nr. │ DENUMIRE │ CANTITATE TOTALĂ │ CANTITATE TOTALĂ DEFALCATĂ PE │
│Crt.│ SRM │ │ FURNIZORI │
│ │ ├─────┬────────┬───────┼───────────────────┬─────────────────┤
│ │ │VOLUM│ PCS │ENERGIE│DENUMIRE FURNIZOR │ CANTITATE │
│ │ │[mc] │[MWh/mc]│[MWh] │ ├───────┬─────────┤
│ │ │ │ │ │ │ VOLUM │ ENERGIE │
│ │ │ │ │ │ │ [mc] │ [MWh] │
├────┼──────────┼─────┼────────┼───────┼───────────────────┼───────┼─────────┤
│ 1 │ │ │ │ │1.1. ........ │ │ │
│ │ │ │ │ ├───────────────────┼───────┼─────────┤
│ │ │ │ │ │1.2. ........ │ │ │
│ │ │ │ │ ├───────────────────┼───────┼─────────┤
│ │ │ │ │ │1.n. ........ │ │ │
├────┼──────────┼─────┼────────┼───────┼───────────────────┼───────┼─────────┤
│ 2 │ │ │ │ │2.1. ........ │ │ │
│ │ │ │ │ ├───────────────────┼───────┼─────────┤
│ │ │ │ │ │2.2. ........ │ │ │
│ │ │ │ │ ├───────────────────┼───────┼─────────┤
│ │ │ │ │ │2.n. ........ │ │ │
├────┼──────────┼─────┼────────┼───────┼───────────────────┼───────┼─────────┤
│ ...│ │ │ │ │ │ │ │
├────┼──────────┼─────┼────────┼───────┼───────────────────┼───────┼─────────┤
│ n. │ │ │ │ │n.1. ........ │ │ │
│ │ │ │ │ ├───────────────────┼───────┼─────────┤
│ │ │ │ │ │n.2. ........ │ │ │
│ │ │ │ │ ├───────────────────┼───────┼─────────┤
│ │ │ │ │ │n.3. ........ │ │ │
└────┴──────────┴─────┴────────┴───────┴───────────────────┴───────┴─────────┘
PREDAT, PRELUAT, OTS OD 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 CD) Încheiat azi .... luna ..... anul ...... între: SNTGN TRANSGAZ SA MEDIAŞ, în calitate de OPERATOR LICENŢIAT AL SISTEMULUI NAŢIONAL DE TRANSPORT AL GAZELOR NATURALE (OTS) 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 ....... Mwh, 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. OBSERVAŢII ................................................................ ................................................................ PREDAT, PRELUAT, SUBUNITATEA .... ................ DELEGAT OTS DELEGAT(ŢI) FURNIZOR(I) 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°C şi t(ref.ardere) = 15°C Volumul este la 15°C şi presiunea de 1,01325 bar Anexa LA PVPPCD nr. .....
┌────┬──────────┬──────────────────────┬─────────────────────────────────────┐
│Nr. │ DENUMIRE │ CANTITATE TOTALĂ │ CANTITATE TOTALĂ DEFALCATĂ PE │
│Crt.│ SRM │ │ FURNIZORI │
│ │ ├─────┬────────┬───────┼───────────────────┬─────────────────┤
│ │ │VOLUM│ PCS │ENERGIE│DENUMIRE FURNIZOR │ CANTITATE │
│ │ │[mc] │[MWh/mc]│[MWh] │ ├───────┬─────────┤
│ │ │ │ │ │ │ VOLUM │ ENERGIE │
│ │ │ │ │ │ │ [mc] │ [MWh] │
├────┼──────────┼─────┼────────┼───────┼───────────────────┼───────┼─────────┤
│ 1 │ │ │ │ │1.1. ........ │ │ │
│ │ │ │ │ ├───────────────────┼───────┼─────────┤
│ │ │ │ │ │1.2. ........ │ │ │
│ │ │ │ │ ├───────────────────┼───────┼─────────┤
│ │ │ │ │ │1.n. ........ │ │ │
└────┴──────────┴─────┴────────┴───────┴───────────────────┴───────┴─────────┘
PREDAT, PRELUAT, SUBUNITATEA... SUBUNITATEA... DELEGAT OTS 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 (OTS) şi ................................., în calitate de UTILIZATOR REŢEA (UR) 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 ........... MWh, 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. - 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.
┌─────┬──────────────────────────────────┬────────────────────────────────────┐
│Nr. │ DENUMIRE │ CANTITATE TOTALĂ │
│Crt. │ SRM ├───────────┬────────────┬───────────┤
│ │ │ VOLUM │ PCS │ ENERGIE │
│ │ │ [mc] │ [MWh /mc] │ [MWh] │
├─────┼──────────────────────────────────┼───────────┼────────────┼───────────┤
│ 1 │ │ │ │ │
│ │ │ │ │ │
│ │ │ │ │ │
├─────┼──────────────────────────────────┼───────────┼────────────┼───────────┤
│ 2 │ │ │ │ │
│ │ │ │ │ │
│ │ │ │ │ │
├─────┼──────────────────────────────────┼───────────┼────────────┼───────────┤
│ ... │ │ │ │ │
├─────┼──────────────────────────────────┼───────────┼────────────┼───────────┤
│ n. │ │ │ │ │
│ │ │ │ │ │
│ │ │ │ │ │
└─────┴──────────────────────────────────┴───────────┴────────────┴───────────┘
SNTGN TRANSGAZ SA MEDIAŞ S.C. ................. Director ..... Director ..... .......................... ...................... Anexa 3.1 (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 OTS ...................... Semnătură ............... OTS Anexa 3.2 (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 ............. °C, Eroare admisă ...................... Alte observaţii: Au participat din partea ............. din partea OTS ............... Anexa 4.1 (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 OTS ......................... Anexa 4.2 (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 simulată│ Semnal de │Semnal de ieşire │ Eroare │Observaţii │
│ │ ieşire │ măsurat Ie │ │ │
│ │calculat Ic ├────────┬────────┼──────┬──────┤ │
│ │ │U │C │U │C │ │
├──────┬─────────┼────────────┼────────┼────────┤ │ │ │
│ % │ KPaA │mA │mA │mA │ │ │ │
├──────┼─────────┼────────────┼────────┼────────┼──────┼──────┼───────────┤
│ 0 │ │ │ │ │ │ │ │
├──────┼─────────┼────────────┼────────┼────────┼──────┼──────┼───────────┤
│ 10 │ │ │ │ │ │ │ │
├──────┼─────────┼────────────┼────────┼────────┼──────┼──────┼───────────┤
│ 20 │ │ │ │ │ │ │ │
├──────┼─────────┼────────────┼────────┼────────┼──────┼──────┼───────────┤
│ 30 │ │ │ │ │ │ │ │
├──────┼─────────┼────────────┼────────┼────────┼──────┼──────┼───────────┤
│ 40 │ │ │ │ │ │ │ │
├──────┼─────────┼────────────┼────────┼────────┼──────┼──────┼───────────┤
│ 50 │ │ │ │ │ │ │ │
├──────┼─────────┼────────────┼────────┼────────┼──────┼──────┼───────────┤
│ 60 │ │ │ │ │ │ │ │
├──────┼─────────┼────────────┼────────┼────────┼──────┼──────┼───────────┤
│ 70 │ │ │ │ │ │ │ │
├──────┼─────────┼────────────┼────────┼────────┼──────┼──────┼───────────┤
│ 80 │ │ │ │ │ │ │ │
├──────┼─────────┼────────────┼────────┼────────┼──────┼──────┼───────────┤
│ 90 │ │ │ │ │ │ │ │
├──────┼─────────┼────────────┼────────┼────────┼──────┼──────┼───────────┤
│ 100 │ │ │ │ │ │ │ │
└──────┴─────────┴────────────┴────────┴────────┴──────┴──────┴───────────┘
Anexa 4.3. (la Condiţiile tehnice) FIŞA cu rezultatele verificării traductorulul 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 simulată│ Semnal de │Semnal de ieşire │ Eroare │Observaţii │
│ │ ieşire │ măsurat Ie │ │ │
│ │calculat Ic ├────────┬────────┼──────┬──────┤ │
│ │ │U │C │U │C │ │
├──────┬─────────┼────────────┼────────┼────────┤ │ │ │
│ % │mm H(2)O │mA │mA │mA │ │ │ │
├──────┼─────────┼────────────┼────────┼────────┼──────┼──────┼───────────┤
│ 0 │ │ │ │ │ │ │ │
├──────┼─────────┼────────────┼────────┼────────┼──────┼──────┼───────────┤
│ 10 │ │ │ │ │ │ │ │
├──────┼─────────┼────────────┼────────┼────────┼──────┼──────┼───────────┤
│ 20 │ │ │ │ │ │ │ │
├──────┼─────────┼────────────┼────────┼────────┼──────┼──────┼───────────┤
│ 30 │ │ │ │ │ │ │ │
├──────┼─────────┼────────────┼────────┼────────┼──────┼──────┼───────────┤
│ 40 │ │ │ │ │ │ │ │
├──────┼─────────┼────────────┼────────┼────────┼──────┼──────┼───────────┤
│ 50 │ │ │ │ │ │ │ │
├──────┼─────────┼────────────┼────────┼────────┼──────┼──────┼───────────┤
│ 60 │ │ │ │ │ │ │ │
├──────┼─────────┼────────────┼────────┼────────┼──────┼──────┼───────────┤
│ 70 │ │ │ │ │ │ │ │
├──────┼─────────┼────────────┼────────┼────────┼──────┼──────┼───────────┤
│ 80 │ │ │ │ │ │ │ │
├──────┼─────────┼────────────┼────────┼────────┼──────┼──────┼───────────┤
│ 90 │ │ │ │ │ │ │ │
├──────┼─────────┼────────────┼────────┼────────┼──────┼──────┼───────────┤
│ 100 │ │ │ │ │ │ │ │
└──────┴─────────┴────────────┴────────┴────────┴──────┴──────┴───────────┘
Anexa 4.4 (la Condiţiile tehnice) FIŞA cu rezultatele verificării traductorulul 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
┌────────────────┬───────────────┬─────────────────┬─────────────┬───────────┐
│Valoare simulată│ Abateri │Semnal de ieşire │ Eroare │Observaţii │
│ │ maxime │ măsurat ├──────┬──────┤ │
│ │ admise │ Rtm(Ω) │U │C │ │
├──────┬─────────┼───────┬───────┼────────┬────────┤ │ │ │
│T(°C) │Rt(Ω) │(Ω) │(°C) │U │C │ │ │ │
├──────┼─────────┼───────┼───────┼────────┼────────┼──────┼──────┼───────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │
├──────┼─────────┼───────┼───────┼────────┼────────┼──────┼──────┼───────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │
├──────┼─────────┼───────┼───────┼────────┼────────┼──────┼──────┼───────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │
├──────┼─────────┼───────┼───────┼────────┼────────┼──────┼──────┼───────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │
├──────┼─────────┼───────┼───────┼────────┼────────┼──────┼──────┼───────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │
├──────┼─────────┼───────┼───────┼────────┼────────┼──────┼──────┼───────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │
├──────┼─────────┼───────┼───────┼────────┼────────┼──────┼──────┼───────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │
├──────┼─────────┼───────┼───────┼────────┼────────┼──────┼──────┼───────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │
├──────┼─────────┼───────┼───────┼────────┼────────┼──────┼──────┼───────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │
├──────┼─────────┼───────┼───────┼────────┼────────┼──────┼──────┼───────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │
├──────┼─────────┼───────┼───────┼────────┼────────┼──────┼──────┼───────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │ │ │
└──────┴─────────┴───────┴───────┴────────┴────────┴──────┴──────┴───────────┘
Anexa 5 (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 planimetrează pe mijlocul benzii; - dacă lăţimea este de 3-5 mm se planimetrează 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 â:
d(e)
â = ──── [3]
D
3.2.3. Factorul de corecţie pentru presiune f(p):
5647
f(p) = 1,───────────────────────────────────────────────── [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):
2629
f(t) = 2,───────────────────────────────────────────────── [6]
0,9915 + 2,119 ● dens - 0,01 ● co2 - 0,01681 ● n2
3.2.6. Densitatea gazului rho(s) la 15°C: rho(s)[kg/mc] = dens ● 1,225442 [7] unde: 1.225442 = rho(aer) la 15°C 3.2.7. Temperatura pseudocritică T(pc) în [°K]: T(pc)[°K] = 88,25 ● (1,7591 ● [0,56364 + rho(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 - rho(s)] + 0,01 ● (co2 - 0,392 ● n2)) [9] 3.2.9. Determinarea coeficienţilor α(ij) din formula de calcul a coeficientului de debit α (unde i = tipul elementului primar). Expresia de calcul a coeficienţilor α(ij) este diferită, în funcţie de tipul elementului primar utilizat. Astfel:
dacă te=1:
1
α(11) = (0,99 - 0,2262 β^4,1) ● ─────────────── [10]
[(1 - â^4)]^0,5
1
α(12) = (0,00175 β² - 0,0033 β^4,15) ● ─────────────── [11]
[(1 - â^4)]^0,5
dacă te=2:
1
α(21) = 0,9965 ● ─────────────── [12]
[(1 - â^4)]^0,5
1
α(22) = 0,00653 β^0,5 ● ─────────────── [13]
[(1 - â^4)]^0,5
dacă te=3:
1
α(31) = (0,5959 + 0,0312 β^2,1 - 0,184 ●â^8) ● ─────────────── [14]
[(1 - â^4)]^0,5
1
α(32) = 0,0029 β^2,5 ● ─────────────── [15]
[(1 - â^4)]^0,5
Coeficientul α(33) se calculează în mod diferit, în funcţie de valoarea
diametrului D, astfel:
a) dacă D ≤ 58,62 mm:
â^4 1
α(33) = 0,9906 ● ───────────── ● ─────────────── [16]
D ● (1 - â^4) [(1 - â^4)]^0,5
b) dacă D > 58,62 mm:
â^4 1
α(33) = 2,286 ● ───────────── ● ─────────────── [17]
D ● (1 - â^4) [(1 - â^4)]^0,5
â^3 1
α(34) = 0,85598 ● ─── ● ─────────────── [18]
D [(1 - â^4)]^0,5
dacă te=4:
1
α(41) = (0,5959 + 0,0312 β^2,1 - 0,184 β^8) ● ─────────────── [19]
[(1 - â^4)]^0,5
1
α(42) = 0,0029 β^2,5 ● ─────────────── [20]
[(1 - â^4)]^0,5
dacă te=5:
1
α(51) = (0,5959 + 0,0312 β^2,1 - 0,184 β^8) ● ─────────────── [21]
[(1 - â^4)]^0,5
1
α(52) = 0,0029 β^2,5 ● ─────────────── [22]
[(1 - â^4)]^0,5
┌ â^4 ┐ 1
α(53) = │ 0,039 ● ───────── - 0,01584 β^3 │ ● ─────────────── [23]
└ (1 - â^4) ┘ [(1 - â^4)]^0,5
3.2.10. Presiunea statică relativă E:
P(modular1)
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[mmHg]
P[bar] = E[bar] + ───────,062 [25]
750
b) dacă tumb = 2:
P[bar] = E[bar] + B[bar] [26]
3.2.12. Presiunea diferenţială H:
H(max[mmH2O])
H[mmH2O] = [I(h)]² ● ───────────── [27]
25
3.2.13. Temperatura 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 æ în [cP]:
┌ (t + 273,155)^0,5 + 1,37 - 9,09 ● [rho(s)]^0,125 ┐ ┌ [P(r)]² ┐
æ[cP] = 3,24 ● 0,001 ● │ ──────────────────────────────────────────────── │ ● │ 1 + ─────────────── │
└ [rho(s)]^0,5 + 2,08 - 1,5 ● 0,01 ● (co2 + n2) ┘ └ 30 ● [T(r) - 1] ┘
[30]
3.2.16. Expresia RE(fix): Pornind de la expresia cifrei Reynolds:
4 ● q(m)
RE = ────────── [31]
pi ● æ ● D
în care: q(m) = debitul masic de gaz în [kg/s] æ = 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: q(m) = q(v) ● rho(s) [32] unde: q(v) = debitul volumic de gaz [mc/s] rho(s) = densitatea gazului [kg/mc] atunci expresia lui RE se mai poate scrie astfel:
4 ● q(v) ● rho(s)
RE = ────────────────── [33]
pi ● æ ● D
unde: q(v) = debitul volumic de gaz în [mc/s] rho = densitatea gazului în [kg/mc] æ = 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
æ[cP]
æ[Pa●s] = ───── [36]
1000
Dacă se face înlocuirea lui q(v)[mc/s], D[m], æ[Pa*s], cu expresiile echivalente de mai sus, atunci expresia lui RE se mai poate scrie astfel:
4 ● q(vh)[mc/h] ● rho(s)[kg/mc]
RE = ──────────────────────────────── ● 1000 [37]
pi ● 3600 ● æ[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:
rho(s)[kg/mc]
RE = 0,353677 ● 1000 ● ───────────── ● Q(h) [38]
æ[cP] ● D[m]
Dacă se notează cu RE(fix) expresia cu care se înmulţeşte debitul orar Q(h):
rho(s)[kg/mc]
RE(fix) = 0,353677 ● 1000 ● ───────────── [39]
æ[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 [42]
tau = ───────────────────────
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 ● de² ● ────────────────── ● radical din │ ─────────── │ [44]
radical din rho(s) └ t + 273,155 ┘
3.2.21. Coeficientul de detentă epsilon:
┌ ┐^0,5
│┌ k ● tau^(2/k) ┐ ┌ 1 - â^4 ┐ ┌ 1 - tau^[(k-1)/k] ┐│
epsilon =││ ───────────── │ ● │ ─────────────────── │ ● │ ───────────────── ││ [45]
│└ k - 1 ┘ └ 1 - â^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 β^4) ● X [46] 3.2.22. Coeficientul de debit α:
dacă te = 1:
┌ 10^6 ┐^1,15
α = α(11) - α(12) ● │ ──── │ [47]
└ RE ┘
dacă te = 2:
┌ 10^6 ┐^0,5
α = α(21) - α(22) ● │ ──── │ [48]
└ RE ┘
dacă te = 3:
┌ 10^6 ┐^0,75
α = α(31) + α(32) ● │ ──── │ + α(33) - α(34) [49]
└ RE ┘
dacă te = 4:
┌ 10^6 ┐^0,75
α = α(41) + α(42) ● │ ──── │ [50]
└ RE ┘
dacă te = 5:
┌ 10^6 ┐^0,75
α = α(51) + α(52) ● │ ──── │ + α(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°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 din 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 ┌ 0161353 ┐│
m = ───── ● │0,0330378 - ───── ● │ 0,0221323 - 0,───────── ││ [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 ┌ 0457697 ┐ 133185│
n = ─ ● │ ───── ● │ 0,265827 + 0,─────── │ - 0,──────│ [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 ● n²
c = ────────── [65]
9 ● f(pm2)
3.3.12. Expresia d(w):
┌ ┐^1/3
d(w) = │ b(w) + radical din ([b(w)]² + c^3) │ [66]
└ ┘
3.3.13. Expresia z(rt):
00132
z(rt) = 0,────────────── + 1 [67]
([f(t1)]^5),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[°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) corespunzător 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 din ────── [69]
z z
radical din ──────
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 ● α ● epsilon ● de² ● ────────────────── ● z(r) ● radical din ─────────── [70]
radical din rho(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) ● α [71] Dacă se mai face notaţia: Q(fx) = Q(fix) ● epsilon ● z(r) [72] atunci expresia debitului orar va fi: Q(h) = Q(fx) ● α [73] Deoarece debitul orar Q(h) se calculează în funcţie de α, şi α 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: δQ(prest) - 10^-6 [δm^3] - 0,00001 [δm^3] [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 α 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 expresie Q(fx): Q(fx) = Q(fix) ● epsilon ● z(r) [75] 3.5.2.2. Calculul debitului orar Q(h): Q(h) = Q(fx) ● α [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 δQ(prest). În funcţie de rezultatul comparării se vor efectua următoarele operaţii: a) dacă Delta Q < δQ(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 > δQ(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 α în funcţie de noua valoare recalculată a lui RE: Recalcularea coeficientului de debit α 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 α. 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 [oref(1) şi oref(2)], atunci pe baza celor două debite orare [Q(h1) şi Q(h2)], calculate separat pentru fiecare set de aparate utilizat, se vor determina debitele 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) ● oref(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) ● oref(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. │ Tariful │ U.M. │
│Crt.│ │ │
├────┼───────────────────────────────────┴─────────────────────────────────────┤
│ 1. │ Tarif de nerespectare a nominalizării (TNN) │
│ ├───────────────────────────────────┬─────────────────────────────────────┤
│ │3% < Diferenţa dintre alocare şi │V x 10% pentru fiecare MWh/zi din │
│ │nominalizarea aprobată ≤ 10% │interval │
│ ├───────────────────────────────────┼─────────────────────────────────────┤
│ │10% < Diferenţa dintre alocare şi │V x 20% pentru fiecare MWh/zi din │
│ │nominalizarea aprobată ≤ 20% │interval │
│ ├───────────────────────────────────┼─────────────────────────────────────┤
│ │Diferenţa dintre alocare şi │V x 30% pentru fiecare MWh/zi din │
│ │nominalizarea aprobată > 20% │interval │
├────┼───────────────────────────────────┴─────────────────────────────────────┤
│ 2. │ Tarif de depăşire a capacităţii rezervate (TDCR) │
│ ├───────────────────────────────────┬─────────────────────────────────────┤
│ │ │RCf x 24 x 150% pentru fiecare MWh/zi│
│ │ │depăşit │
├────┼───────────────────────────────────┴─────────────────────────────────────┤
│ 3. │ Tarif pentru livrare sub nominalizarea aprobată (TLSN) │
│ ├───────────────────────────────────┬─────────────────────────────────────┤
│ │3% < Diferenţa dintre livrare şi │V x 10% pentru fiecare MWh/zi │
│ │nominalizarea aprobată ≤ 10% │nelivrat din interval │
│ ├───────────────────────────────────┼─────────────────────────────────────┤
│ │10% < Diferenţa dintre livrare şi │V x 20% pentru fiecare MWh/zi │
│ │nominalizarea aprobată ≤ 20% │nelivrat din interval │
│ ├───────────────────────────────────┼─────────────────────────────────────┤
│ │Diferenţa dintre livrare şi │V x 30% pentru fiecare MWh/zi │
│ │nominalizarea aprobată > 20% │nelivrat din interval │
├────┼───────────────────────────────────┴─────────────────────────────────────┤
│ 4. │ Tarif pentru neasigurarea capacităţii rezervate (TNCR) │
│ ├───────────────────────────────────┬─────────────────────────────────────┤
│ │ │RCf x 24 x 150% pentru fiecare MWh/zi│
│ │ │neasigurat │
├────┼───────────────────────────────────┴─────────────────────────────────────┤
│ 5. │ Tarif de dezechilibru zilnic (TDZ) │
│ ├───────────────────────────────────┬─────────────────────────────────────┤
│ │ A │ Q x 110% x CUG(T) lei │
│ ├───────────────────────────────────┼─────────────────────────────────────┤
│ │ B │ Q x 115% x CUG(T) lei │
│ ├───────────────────────────────────┼─────────────────────────────────────┤
│ │ C │ Q x 120% x CUG(T) lei │
├────┼───────────────────────────────────┴─────────────────────────────────────┤
│ 6. │ Tarif de dezechilibru acumulat (TDA) │
│ ├───────────────────────────────────┬─────────────────────────────────────┤
│ │ L │ 120% x CUG(T) lei/MWh │
│ ├───────────────────────────────────┼─────────────────────────────────────┤
│ │ M │ 125% x CUG(T) lei/MWh │
│ ├───────────────────────────────────┼─────────────────────────────────────┤
│ │ N │ 130% x CUG(T) lei/MWh │
│ ├───────────────────────────────────┼─────────────────────────────────────┤
│ │ O │ 135% x CUG(T) lei/MWh │
│ ├───────────────────────────────────┼─────────────────────────────────────┤
│ │ P │ 140% x CUG(T) lei/MWh │
│ ├───────────────────────────────────┼─────────────────────────────────────┤
│ │ Q │ 5% x CUG(T) lei/MWh │
│ ├───────────────────────────────────┼─────────────────────────────────────┤
│ │ R │ 10% x CUG(T) lei/MWh │
│ ├───────────────────────────────────┼─────────────────────────────────────┤
│ │ S │ 15% x CUG(T) lei/MWh │
│ ├───────────────────────────────────┼─────────────────────────────────────┤
│ │ T │ 20% x CUG(T) lei/MWh │
│ ├───────────────────────────────────┼─────────────────────────────────────┤
│ │ U │ 25% x CUG(T) lei/MWh │
└────┴───────────────────────────────────┴─────────────────────────────────────┘
V: componenta volumetrică a tarifului de transport în Sistemul naţional de transport; RCf: componenta fixă pentru rezervarea capacităţii pentru servicii ferme; Q: cantitatea de gaze naturale care constituie dezechilibru zilnic conform Codului reţelei pentru Sistemul naţional de transport; CUG(T): costul mediu al amestecului de gaze naturale din intern şi din import, fără servicii de transport; A - C: indicii pentru stabilirea tarifelor de dezechilibru zilnic; L - P: indicii pentru stabilirea tarifelor pentru dezechilibru acumulat în caz de deficit de gaze naturale în Sistemul naţional de transport; Q - U: indicii pentru stabilirea tarifelor pentru dezechilibru acumulat în caz de excedent de gaze naturale în Sistemul naţional de transport; ----------- 
