Copierea de continut din prezentul site este supusa regulilor precizate in Termeni si conditii! Click aici.
Prin utilizarea siteului sunteti de acord, in mod implicit cu Termenii si conditiile! Orice abatere de la acestea constituie incalcarea dreptului nostru de autor si va angajeaza raspunderea!
X
METODOLOGIE din 19 decembrie 2018 pentru stabilirea venitului unitar aferent activităţii de furnizare reglementată, desfăşurată într-un an de reglementare, şi de aprobare a preţurilor reglementate în sectorul gazelor naturale, începând cu anul 2019
────────── Aprobată prin Ordinul nr. 219 din 19 decembrie 2018, publicată în Monitorul Oficial, Partea I, nr. 1098 din 27 decembrie 2018. ────────── CAP. I SECŢIUNEA 1 Principii generale ART. 1 (1) Prezenta metodologie reglementează modalitatea de fundamentare şi de stabilire a venitului unitar şi de aprobare a preţurilor reglementate din sectorul gazelor naturale, la care se realizează furnizarea reglementată a gazelor naturale într-un an din cadrul perioadei a patra de reglementare, începând cu anul 2019. (2) Furnizarea realizată de către furnizorul de ultimă instanţă, conform reglementărilor specifice elaborate de Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Energiei, denumită în continuare ANRE, nu face obiectul prezentei metodologii. (3) Determinarea anuală a venitului unitar şi aprobarea preţurilor reglementate, prevăzute la alin. (1), se realizează pe baza formulelor şi a parametrilor prevăzuţi în prezenta metodologie.
ART. 2 (1) Perioada de reglementare reprezintă intervalul de timp pe parcursul căruia ANRE reglementează anual venitul pe care un titular de licenţă este îndreptăţit să îl realizeze pentru desfăşurarea activităţii de furnizare reglementată a gazelor naturale, denumit în continuare venit V_fr, în scopul acoperirii costurilor justificate, realizate într-o manieră prudentă, şi acoperirii unei rate rezonabile a rentabilităţii pentru capitalul investit, care reflectă estimarea privind realizarea unui profit rezonabil ce urmează a fi generat de capitalul investit, precum şi a cheltuielilor pentru dezvoltarea şi protecţia mediului. (2) Perioada a patra de reglementare a început la data de 1 ianuarie 2016 şi se încheie la data de 30 iunie 2021, conform prevederilor legale. (3) Anul de reglementare reprezintă perioada unui an calendaristic (1 ianuarie-31 decembrie). (4) Pentru operatorii licenţiaţi ulterior datei publicării prezentei metodologii, perioada de reglementare începe la data începerii activităţii reglementate şi se încheie la data de 30 iunie 2021, conform prevederilor legale. (5) În vederea stabilirii şi aprobării venitului unitar aferent activităţii de furnizare reglementată, desfăşurată în primul an, furnizorii prevăzuţi la alin. (4) vor transmite documentaţia aferentă odată cu depunerea documentelor necesare obţinerii licenţelor de furnizare. (6) În situaţia fuziunii/divizării unuia sau mai multor furnizori licenţiaţi, documentaţia privind stabilirea şi aprobarea noului venit unitar aferent activităţii de furnizare reglementată pentru furnizorul licenţiat se va depune cu cel puţin 120 de zile înainte de data de la care fuziunea/divizarea produce efecte juridice.
ART. 3 (1) Stabilirea şi aprobarea venitului unitar, începând cu anul 2019, se vor realiza începând cu data de 1 iulie a fiecărui an, pe baza datelor şi informaţiilor transmise de către titularii licenţei de furnizare a gazelor naturale, conform principiilor prezentei metodologii. (2) Pentru titularii nou-licenţiaţi, stabilirea şi aprobarea venitului unitar şi a preţurilor reglementate se vor realiza odată cu obţinerea licenţelor de furnizare.
SECŢIUNEA a 2-a Furnizarea reglementată a gazelor naturale ART. 4 (1) Furnizarea reglementată a gazelor naturale reprezintă activitatea comercială de vânzare a gazelor naturale către clienţii reglementaţi şi desemnează ansamblul de activităţi şi operaţiuni desfăşurate de către titularul licenţei de furnizare pentru sau în legătură cu: a) încheierea contractelor pentru achiziţia gazelor naturale destinate asigurării furnizării reglementate a gazelor naturale, în condiţii de minimizare a costului resurselor alocate de către furnizori, pe baza unor proceduri proprii transparente, asigurând, în acelaşi timp, tratamentul egal şi nediscriminatoriu al participanţilor la procedura de achiziţie a gazelor naturale, în calitate de ofertanţi, pentru asigurarea continuităţii în alimentarea cu gaze naturale, în conformitate cu prevederile legale în vigoare, şi pentru acoperirea consumului clienţilor săi; titularii de licenţă au obligaţia publicării procedurilor interne privind modalitatea de achiziţie a gazelor naturale, pe pagina proprie de web; b) încheierea şi derularea contractelor-cadru reglementate privind serviciile de transport, înmagazinare şi distribuţie; c) comercializarea gazelor naturale către clienţii casnici, în baza unor contracte-cadru de furnizare şi la preţ reglementat; d) relaţiile cu clienţii casnici, determinate de încheierea şi derularea contractelor de furnizare reglementată; e) informarea clienţilor, conform legislaţiei în vigoare; f) facturarea consumului de gaze naturale.
(2) Pentru clienţii casnici care nu încheie un contract de vânzare-cumpărare a gazelor naturale cu clauze şi preţ negociate, alegând astfel să rămână parte într-un contract comercial încheiat în baza contractului-cadru pentru furnizarea reglementată a gazelor naturale, furnizarea se va realiza la preţurile reglementate de către ANRE, în conformitate cu prezenta metodologie.
CAP. II SECŢIUNEA 1 Venitul aferent unui an de reglementare, începând cu anul 2019, pentru titularii de licenţă de furnizare existenţi la momentul intrării în vigoare a prezentei metodologii ART. 5 (1) Venitul aferent unui an de reglementare reprezintă venitul recunoscut şi permis de către ANRE unui titular de licenţă pentru acoperirea costurilor necesare desfăşurării activităţii de furnizare reglementată în anul respectiv, stabilit în funcţie de evoluţia numărului de clienţi reglementaţi şi luând în calcul costurile unitare, operaţionale şi de capital, aferente furnizării reglementate a gazelor naturale către un client. (2) Se asigură o rată de rentabilitate pentru capitalul investit, care reflectă estimarea privind realizarea unui profit rezonabil ce urmează a fi generat de capitalul investit, conform prevederilor legale. (3) Capitalul investit reprezintă valoarea reglementată rămasă, după deducerea amortizării reglementate, a activelor puse în funcţiune, aferente desfăşurării activităţii de furnizare reglementată, la care se adaugă capitalul de lucru. (4) Capitalul de lucru aferent activităţii de furnizare reglementată se referă la capitalul necesar titularului de licenţă pentru desfăşurarea activităţii curente din anul de reglementare, pentru o durată medie de 30 de zile calendaristice, şi se determină ca fiind a 12-a parte din valoarea costurilor cu achiziţia gazelor naturale destinate revânzării în cadrul activităţii de furnizare reglementată, inclusiv serviciile de înmagazinare a gazelor naturale în depozitele subterane şi serviciile de transport, exclusiv TVA, costuri realizate, aferente anului anterior. (5) Venitul aferent unui an de reglementare, permis pentru desfăşurarea activităţii de furnizare reglementată, se determină după următoarea formulă: V_fr(n)permis = [CU_cl_op_fr(2017)*(1 + RI_c)*N_cl(n)*12 + CU_cl_cap_fr(2017) *N_cl(n)*12] + CLP_(n-1)realizat * RRR_fr + (V_fr(n-1)recalc -V_fr(n-1)realizat + C_op_e(n-1)), unde: n ≥ 2019 V_fr(n)permis - venitul permis în anul n de reglementare pentru desfăşurarea activităţii de furnizare reglementată a gazelor naturale; CU_cl_op_fr(2017) - cost operaţional unitar lunar pe client reglementat, aferent anului 2017, fără cheltuieli cu amortizarea, determinat după următoarea formulă: CU_cl_op_fr(2017) = C_op_fr(2017)/N_cl(2017)/12,
unde: C_op_fr(2017) - costurile operaţionale realizate într-o manieră prudentă, analizate, recunoscute şi permise de către ANRE titularului de licenţă pentru desfăşurarea activităţii de furnizare a gazelor naturale în anul 2017, către clienţii reglementaţi, fără cheltuielile cu amortizarea, luate în considerare la fundamentarea şi aprobarea venitului unitar aferent anului 2018; N_cl(2017) - număr mediu de clienţi reglementaţi realizat în anul 2017; CLP_(n-1)realizat - capitalul de lucru necesar titularului de licenţă pentru desfăşurarea activităţii curente; RRR_fr - reprezintă valoarea ratei reglementate a rentabilităţii capitalului investit pentru activitatea de furnizare reglementată, egală cu valoarea RRR în termeni reali, înainte de impozitare, aprobată pentru activitatea de distribuţie a gazelor naturale; (1 + RI_c) - componentă prin care se realizează actualizarea costului operaţional unitar lunar pe client, aferent anului 2017, cu rata cumulată a inflaţiei, începând cu anul 2018 (primul an; i = 1) şi până în anul n pentru care se calculează venitul permis, conform Institutului Naţional de Statistică pentru anii anteriori, respectiv conform Comisiei Naţionale de Strategie şi Prognoză pentru anul n. Formula de determinare a acestei componente este următoarea: (a se vedea imaginea asociată)
unde: m - diferenţa dintre anul n pentru care se calculează venitul permis şi anul 2017; N_cl(n) - număr mediu clienţi reglementaţi, estimat pentru anul n; CU_cl_cap_fr(2017) - cost de capital unitar lunar pe client reglementat, aferent anului 2017, luat în considerare la fundamentarea şi aprobarea venitului unitar aferent anului 2018, determinat după următoarea formulă: CU_cl_cap_fr(2017) = [RoR_fr *BAR_fr(2017) + A_m]/N_cl(2017)/12, unde: RoR_fr - rata reglementată a rentabilităţii, luată în considerare la stabilirea venitului permis pentru anul 2018; BAR_fr(2017) - valoarea reglementată rămasă a activelor la data de 31 decembrie 2017; A_m - amortizarea aferentă BAR_fr(2017); (V_fr(n-1)recalc – V_fr(n-1)realizat+C_e(n-1)) - componentă de corecţie, unde: V_fr(n-1)recalc - venitul recalculat permis în anul n-1 pentru desfăşurarea activităţii de furnizare reglementată a gazelor naturale, conform prevederilor prezentei metodologii, cu luarea în considerare a numărului mediu de clienţi reglementaţi, realizat în anul n-1, şi a ratei inflaţiei realizate în anul n-1, conform Institutului Naţional de Statistică; prin excepţie, pentru stabilirea V_fr(2019), componenta V_fr(2018)recalc va fi egală cu produsul dintre venitul unitar aferent activităţii de furnizare reglementată şi cantitatea de gaze naturale estimată a fi furnizată în anul 2018, publicate în Monitorul Oficial al României; V_fr(n-1)realizat - venitul realizat în anul n-1 pentru desfăşurarea activităţii de furnizare reglementată a gazelor naturale, conform realizărilor; C_op_e(n-1) - cheltuielile operaţionale excepţionale realizate de către furnizor şi generate de intrarea în vigoare a unor noi prevederi legale, ulterior stabilirii componentei CU_cl_op_fr(2017), cheltuieli care sunt în afara controlului managementului furnizorului. Pentru anul 2019, la determinarea V_fr(2019)permis, componenta C_op_e(2018) este zero.
(6) Pentru titularii de licenţă de furnizare care participă la un proces de fuziune prin absorbţie: a) componentele CU_cl_op_fr(2017) şi CU_cl_cap_fr(2017),_ aferente societăţii absorbante, se determină ca medie ponderată, cu numărul de clienţi, a componentelor CU_cl_op_fr(2017) şi CU_cl_cap_fr(2017), aferente societăţilor implicate în procesul de fuziune prin absorbţie; b) componenta CLP_(n-1)realizat *RRR_fr se determină după cum urmează: (i) produsul dintre cantitatea estimată a fi furnizată în regim reglementat în anul n şi componenta unitară CLP*RRR_fr, calculată ca raport între suma componentelor CLP*RRRfr aferente societăţilor implicate în procesul de fuziune şi suma cantităţilor de gaze naturale estimate a fi furnizate în regim reglementat în anul n-1, luate în considerare la stabilirea veniturilor unitare aferente anului n-1 pentru desfăşurarea activităţii de furnizare reglementată de către societăţile care fuzionează, dacă fuziunea începe să îşi producă efectele juridice în perioada 1 ianuarie - 30 iunie a anului n; (ii) produsul dintre cantitatea estimată a fi furnizată în regim reglementat în anul n şi componenta unitară CLP_(n-1)realizat*RRR_fr, calculată ca raport între suma componentelor CLP_(n-1)realizat *RRR_fr aferente societăţilor implicate în procesul de fuziune şi suma cantităţilor de gaze naturale furnizate în regim reglementat în anul n-1, dacă fuziunea începe să îşi producă efectele juridice în perioada 1 iulie-31 decembrie a anului n.
(7) Numărul mediu de clienţi reglementaţi, estimat pentru anul n, se fundamentează de către titularul de licenţă. Prognoza privind evoluţia numărului de clienţi şi fundamentarea acestuia se înaintează ANRE odată cu înaintarea documentelor privind stabilirea venitului unitar pentru fiecare an de reglementare. Considerentele care stau la baza fundamentării şi metodele de previzionare utilizate sunt prezentate ANRE odată cu prognozele. (8) ANRE are dreptul să ceară motivat sau să propună revizuirea prognozelor înaintate.
SECŢIUNEA a 2-a Venitul aferent unui an de reglementare, începând cu anul 2019, pentru titularii noi de licenţă de furnizare ART. 6 (1) Venitul aferent unui an de reglementare, permis pentru desfăşurarea activităţii de furnizare reglementată operatorilor care obţin licenţa de furnizare ulterior intrării în vigoare a prezentei metodologii, se determină după următoarele formule: a) pentru primul an de reglementare: V_fr(k)permis = [CU_cl_op_fr(k)*N_cl(k)*12 + CU_cl_cap_fr(k)*N_cl(k)*12] + RRR_fr*CLP_(k) + (V_fr(k-1)recalc - V_fr(k-1)realizat + C_op_e(k-1)), unde: V_fr(k)permis - venitul permis în anul k de reglementare pentru desfăşurarea activităţii de furnizare reglementată a gazelor naturale; CU_cl_op_fr(k) - cost unitar operaţional lunar pe client aferent anului k, primul an de reglementare, fără cheltuielile cu amortizarea, determinat ca minimul dintre propunerea justificată de către titularul nou de licenţă pentru desfăşurarea activităţii de furnizare reglementată a gazelor naturale şi cel mai mare cost operaţional unitar lunar pe client dintre costurile operaţionale unitare lunare pe client, fără cheltuielile cu amortizarea, permise furnizorilor pentru acelaşi an, conform prevederilor prezentei metodologii, pentru desfăşurarea activităţii reglementate; RRR_fr - reprezintă valoarea ratei reglementate a rentabilităţii capitalului investit pentru activitatea de furnizare reglementată, egală cu valoarea RRR în termeni reali, înainte de impozitare, aprobată pentru activitatea de distribuţie a gazelor naturale; CLP_(k) - valoarea iniţială a CLP, utilizată la calculul venitului reglementat aferent primului an, care se determină pe baza CUG_fr estimat de ANRE pentru perioada respectivă şi a cantităţilor estimate a fi furnizate în regim reglementat în anul k; CU_cl_cap_fr(k) - propunerea justificată de către titularul nou de licenţă, privind costul de capital unitar lunar pe client reglementat, aferent anului k (primul an de activitate), determinat după următoarea formulă: CU_cl_cap_fr(k) = (RRR_fr*BAR_fr(k) + A_m)/N_cl(k)/12, unde: RRR_fr - reprezintă valoarea ratei reglementate a rentabilităţii capitalului investit pentru activitatea de furnizare reglementată, egală cu valoarea RRR în termeni reali, înainte de impozitare, aprobată pentru activitatea de distribuţie a gazelor naturale; BAR_fr(k) - valoarea iniţială a BAR, utilizată la calculul venitului reglementat aferent primului an, care se determină pe baza valorii nete contabile a activelor aferente activităţii de furnizare reglementată, la data începerii activităţii; A_m - amortizarea aferentă BAR_fr(k); duratele reglementate de amortizare a imobilizărilor corporale şi necorporale aferente desfăşurării activităţii de furnizare reglementată se actualizează în corelare cu reglementările pentru activitatea de distribuţie a gazelor naturale, conform prevederilor legislaţiei în vigoare; N_cl(k) - număr mediu clienţi reglementaţi, estimat pentru anul k;
(V_fr(k-1)recalc – V_fr(k-1)realizat + C_op_e(k-1)) - componentă de corecţie pentru anul de început al activităţii de furnizare reglementată, pentru titularii noi de licenţă prevăzuţi la alin. (2) şi (3), unde: V_fr(k-1)recalc - venit recalculat permis în anul k-1 pentru desfăşurarea activităţii de furnizare reglementată a gazelor naturale, conform prevederilor prezentei metodologii, cu luarea în considerare a numărului mediu de clienţi reglementaţi realizat în anul k-1 şi a ratei inflaţiei realizate în anul k-1, conform Institutului Naţional de Statistică; V_fr(k-1)realizat - venitul realizat în anul k-1 pentru desfăşurarea activităţii de furnizare reglementată a gazelor naturale, conform realizărilor; C_op_e(k-1) - cheltuielile operaţionale excepţionale realizate de către furnizor şi generate de intrarea în vigoare a unor noi prevederi legale, ulterior stabilirii componentei CU_cl _op_fr(k), cheltuieli care sunt în afara controlului managementului furnizorului;
b) pentru al doilea an de reglementare, în situaţia în care titularul de licenţă a desfăşurat activitatea de furnizare reglementată mai puţin de 12 luni: V_fr(k+1)permis= [CU_cl_op_fr(k)*(1+ RI)*N_cl(k+1)*12 + CU_cl_cap_fr(k) *N_cl(k+1)*12] + RRR_fr*CLP_(k) realizat + (V_fr(k)recalc - V_fr(k)realizat) unde: (1 + RI) - componentă prin care se realizează actualizarea costului unitar operaţional pe client aferent anului de începere a activităţii de furnizare reglementată, cu rata inflaţiei anului următor începerii activităţii de furnizare reglementată, conform estimării Comisiei Naţionale de Strategie şi Prognoză; N_cl(k+1) - număr mediu clienţi reglementaţi, estimat pentru anul k+1; CLP_(k) realizat - capitalul de lucru necesar titularului de licenţă pentru desfăşurarea activităţii curente la nivelul anului k; (V_fr(k)recalc – V_fr(k)realizat ) - componentă de corecţie pentru al doilea an de reglementare, în situaţia în care titularul de licenţă a desfăşurat activitatea de furnizare reglementată mai puţin de 12 luni, unde: V_fr(k)recalc/12*Nr_luni desfăşurare activitate - venit recalculat permis în anul k pentru lunile în care şi-a desfăşurat activitatea de furnizare reglementată a gazelor naturale, conform prevederilor prezentei metodologii, cu luarea în considerare a numărului mediu de clienţi reglementaţi realizat în anul k; V_fr(k)realizat - venitul realizat în anul k pentru desfăşurarea activităţii de furnizare reglementată a gazelor naturale, conform realizărilor;
c) pentru următorii ani de reglementare: V_fr(k+j)permis = [CU_cl_op_fr(w)realizat*(1+ RI_c)*N_cl(k+j)*12 + CU_cl_cap_ fr(w)realizat *N_cl(k+j)*12] + RRR_fr*CLP_(k+j-1) realizat + (V_fr(k+j-1)recalc – V_fr(k+j-1)realizat + C_op_e(k+j-1)), unde: k ≥ 2019, j = diferenţa dintre anul de reglementare, pentru care se calculează venitul permis, şi anul de început al activităţii de furnizare reglementată; CU_cl_op_fr(w) realizat - cost unitar operaţional lunar pe client aferent anului w, primul an de reglementare în care operatorul a desfăşurat 12 luni activitatea de furnizare reglementată, fără cheltuielile cu amortizarea, determinat după următoarea formulă: CU_cl_op_fr(w) = C_op_fr(w)/N_cl(w)/12, unde: C_op_fr(w) - costurile operaţionale realizate într-o manieră prudentă, analizate, recunoscute şi permise de către ANRE titularului de licenţă pentru desfăşurarea activităţii de furnizare a gazelor naturale în anul w, primul an de reglementare în care operatorul a desfăşurat 12 luni activitatea de furnizare reglementată, către clienţii reglementaţi, fără cheltuielile cu amortizarea; analiza costurilor operaţionale se va realiza în conformitate cu prevederile art. 7; N_cl(w) - număr mediu de clienţi reglementaţi realizat în anul w; (1 + RI_c) - componentă prin care se realizează actualizarea costului unitar operaţional pe client cu rata cumulată a inflaţiei, conform Institutului Naţional de Statistică pentru anii anteriori, respectiv conform Comisiei Naţionale de Strategie şi Prognoză pentru anul k+j; CLP_(k+j-1)realizat - capitalul de lucru necesar titularului de licenţă pentru desfăşurarea activităţii curente la nivelul anului k+j-1; CU_cl_cap_fr(w) realizat - cost de capital unitar lunar pe client aferent anului w, primul an de reglementare în care operatorul a desfăşurat 12 luni activitatea de furnizare reglementată, determinat după următoarea formulă: CU_cl_cap_fr(w) realizat = (RRR_fr*BAR_fr(w) realizat + A_m)/N_cl(w)/12, unde: RRR_fr - reprezintă valoarea ratei reglementate a rentabilităţii capitalului investit pentru activitatea de furnizare reglementată, egală cu valoarea RRR în termeni reali, înainte de impozitare, aprobată pentru activitatea de distribuţie a gazelor naturale; BAR_fr(w) realizat - valoarea reglementată rămasă a activelor puse în funcţiune până la data de 31 decembrie a anului w, active aferente desfăşurării activităţii de furnizare reglementată; valoarea reglementată rămasă a activelor puse în funcţiune până la data de 31 decembrie a anului w, a imobilizărilor corporale şi necorporale aferente desfăşurării activităţii de furnizare reglementată se actualizează în corelare cu reglementările pentru activitatea de distribuţie a gazelor naturale, conform prevederilor legislaţiei în vigoare; A_m - amortizarea aferentă BAR_fr(w); (V_fr(k+j-1)recalc - V_fr(k+j-1)realizat + C_op_e(k+j-1)) - componentă de corecţie, unde: V_fr(k+j-1)recalc - venit recalculat permis în anul k+j-1 pentru desfăşurarea activităţii de furnizare reglementată a gazelor naturale, conform prevederilor prezentei metodologii, cu luarea în considerare a numărului mediu de clienţi reglementaţi realizat în anul k+j-1 şi a ratei inflaţiei realizate în anul k+j-1, conform Institutului Naţional de Statistică; V_fr(k+j-1)realizat - venitul realizat în anul k+j-1 pentru desfăşurarea activităţii de furnizare reglementată a gazelor naturale, conform realizărilor; C_op_e(k+j-1) - cheltuielile operaţionale excepţionale realizate de către furnizor şi generate de intrarea în vigoare a unor noi prevederi legale, ulterior stabilirii componentei CU_cl _op_fr(w) sau CU_cl _op_fr(k), cheltuieli care sunt în afara controlului managementului furnizorului.
(2) Pentru titularii noi de licenţă rezultaţi în urma unui proces de fuziune prin contopire se aplică următoarele dispoziţii: a) componenta CU_cl_op_fr(k) aferentă noii societăţi se determină ca medie ponderată, cu numărul de clienţi, a componentelor CU_cl_op_fr(k) aferente societăţilor implicate în procesul de fuziune prin contopire. Începând cu anul k+1 nivelul componentei CU_cl_op_fr(k) se va actualiza cu rata inflaţiei la sfârşitul anului, conform estimării Comisiei Naţionale de Strategie şi Prognoză; b) componenta CU_cl_cap_fr(k) se determină ca medie ponderată, cu numărul de clienţi, a componentelor CU_cl_cap_fr(k) aferente societăţilor implicate în procesul de fuziune prin contopire; c) componenta CLP_(k+j-1)realizat *RRR_fr se determină după cum urmează: (i) produsul dintre cantitatea estimată a fi furnizată în regim reglementat în anul k+j şi componenta unitară CLP*RRR_fr, calculată ca raport între suma componentelor CLP*RRR_fr aferente societăţilor implicate în procesul de fuziune şi suma cantităţilor de gaze naturale estimate a fi furnizate în regim reglementat în anul k+j-1, luate în considerare la stabilirea veniturilor unitare aferente anului k+j-1 pentru desfăşurarea activităţii de furnizare reglementată de către societăţile care fuzionează, dacă fuziunea începe să îşi producă efectele juridice în perioada 1 ianuarie - 30 iunie a anului k+j; (ii) produsul dintre cantitatea estimată a fi furnizată în regim reglementat în anul k+j şi componenta unitară CLP_(k+j–1) realizat*RRR_fr, calculată ca raport între suma componentelor CLP_(k+j–1)realizat*RRR_fr aferente societăţilor implicate în procesul de fuziune şi suma cantităţilor de gaze naturale furnizate în regim reglementat în anul k+j–1, dacă fuziunea începe să îşi producă efectele juridice în perioada 1 iulie-31 decembrie a anului k+j.
(3) Pentru titularii noi de licenţă constituiţi în urma unui proces de divizare: a) componenta CU_cl_op_fr(k) aferentă societăţilor divizate este considerată la nivelul componentei CU_cl_op_fr(k) aprobată pentru societatea din care aceştia s-au divizat. Începând cu anul k+1, nivelul componentei CU_cl_op_fr(k) se va actualiza cu rata inflaţiei la sfârşitul anului, conform estimării Comisiei Naţionale de Strategie şi Prognoză; b) componenta CU_cl_cap_fr(k) aferentă societăţilor divizate este considerată la nivelul componentei CU_cl_cap_fr(k), aprobată pentru societatea din care aceştia s-au divizat, corelată şi cu activele transferate noilor titulari; c) componenta CLP_(k+j–1)realizat*RRR_fr se determină după cum urmează: (i) produsul dintre cantitatea estimată a fi furnizată în regim reglementat de către noul titular de licenţă în anul k+j şi componenta unitară CLP*RRR_fr, calculată ca raport între componenta CLP*RRR_fr şi cantitatea de gaze naturale estimată a fi furnizată în regim reglementat în anul k+j–1, aferente societăţii care s-a divizat şi luate în considerare la stabilirea venitului unitar aferent anului k+j–1 pentru desfăşurarea activităţii de furnizare reglementată, dacă fuziunea începe să îşi producă efectele juridice în perioada 1 ianuarie-30 iunie a anului k+j; (ii) produsul dintre cantitatea estimată a fi furnizată în regim reglementat de către noul titular de licenţă în anul k+j şi componenta unitară CLP_(k+j–1)realizat*RRR_fr, calculată ca raport între componenta CLP_(k+j-1)realizat*RRR_fr şi cantitatea de gaze naturale furnizată în regim reglementat în anul k+j–1, aferente societăţii care s-a divizat, dacă fuziunea începe să îşi producă efectele juridice în perioada 1 iulie-31 decembrie a anului k+j.
SECŢIUNEA a 3-a Costuri aferente activităţii de furnizare reglementată ART. 7 (1) La determinarea componentei de corecţie, ANRE va analiza şi, după caz, va lua în considerare cheltuielile operaţionale suplimentare realizate în afara controlului managementului furnizorului, cheltuieli generate de intrarea în vigoare a unor noi prevederi legale ulterior stabilirii componentei CU_cl_op_fr(2017), respectiv componentelor CU_cl_op_fr(k-1) şi C_op_e(k+j–1). (2) În cazul în care componenta de corecţie induce o modificare semnificativă a nivelului veniturilor permise, ANRE poate decide, de comun acord cu furnizorul, eşalonarea recuperării/cedării diferenţei pe o perioadă mai mare de un an, dar care să nu depăşească data încheierii perioadei de furnizare reglementată, în conformitate cu prevederile legislaţiei primare în vigoare. (3) Se consideră costuri prudente acele costuri care sunt demonstrate a fi necesare, oportune, eficiente şi care reflectă condiţiile pieţei, astfel: a) necesar - nevoia obiectivă a titularului licenţei de furnizare de a realiza un cost în vederea asigurării continuităţii în furnizarea gazelor naturale; b) oportun - amânarea costului ar fi de natură a produce prejudicii operatorului şi/sau clientului; c) eficient - realizarea costului ar fi de natură a aduce beneficii viitoare operatorului şi clientului; d) condiţiile pieţei - costul realizat de către operator este raportat la cele mai bune condiţii ale pieţei, existente la data realizării şi în conformitate cu legislaţia română în materie.
(4) Costurile justificate generate de desfăşurarea activităţii de furnizare reglementată a gazelor naturale, astfel cum aceasta este definită la art. 4 alin. (1), sunt considerate următoarele cheltuieli, conform reglementărilor legale în vigoare: a) cheltuielile cu materiile prime, materialele consumabile, combustibilul, materialele nestocate, inclusiv cele de natura obiectelor de inventar; b) cheltuielile cu energia şi apa; c) cheltuielile cu întreţinerea şi reparaţiile, conform prevederilor legale în vigoare; d) cheltuielile cu reclama şi publicitatea, conform obligaţiei instituite de prevederile legale din sectorul gazelor naturale; e) alte cheltuieli cu serviciile executate de terţi; f) cheltuielile poştale şi taxe pentru comunicaţii, servicii bancare şi asimilate; g) cheltuielile cu primele de asigurare obligatorii, conform prevederilor legale în vigoare; h) cheltuielile cu deplasările; i) cheltuielile cu locaţiile de gestiune şi chiriile, efectuate într-o manieră prudentă; pentru aceste categorii de cheltuieli se va transmite lista documentelor (contracte, facturi, fişe de cont etc.); j) cheltuielile cu personalul - salarii, prime şi alte drepturi acordate conform prevederilor legale în vigoare; k) cheltuielile ce nu pot fi controlate şi asupra cărora conducerea titularului de licenţă nu poate acţiona direct pentru creşterea eficienţei activităţii desfăşurate, denumite în continuare costuri preluate direct, reprezentând: (i) contribuţii la asigurări sociale, fondul de şomaj şi asigurări sociale de sănătate, aferente fondului de salarii; (ii) taxe şi impozite, stabilite conform legislaţiei în vigoare.
l) costurile justificate şi cheltuielile corespunzătoare sumelor neîncasate, aferente activităţii de furnizare reglementată a gazelor naturale, reprezentând creanţele comerciale care nu au putut fi recuperate din cauze obiective (deces, hotărâre judecătorească definitivă); m) cheltuielile cu amortizarea reglementată a imobilizărilor corporale şi necorporale puse în funcţiune până la data de 31 decembrie a anului anterior şi utilizate în activitatea de furnizare reglementată, pentru titularii de licenţă existenţi; n) cheltuielile cu amortizarea reglementată a imobilizărilor corporale şi necorporale puse în funcţiune până la data stabilirii venitului şi utilizate în activitatea de furnizare reglementată, pentru titularii nou-licenţiaţi; o) reducerile comerciale aferente costurilor justificate pentru desfăşurarea activităţii de furnizare reglementată a gazelor naturale, astfel cum sunt prevăzute la lit. a)-g).
(5) Analiza costurilor justificate se realizează pe baza situaţiilor puse la dispoziţia ANRE de către titularii licenţei de furnizare, privind costurile aferente anului k, respectiv w, pentru desfăşurarea activităţii de furnizare reglementată a gazelor naturale. (6) ANRE are dreptul să solicite titularilor licenţei de furnizare informaţii suplimentare, inclusiv detalierea şi justificarea oricăror elemente din situaţiile prezentate. (7) Costurile înaintate de către titularii de licenţă în vederea recunoaşterii în veniturile unitare nu vor include categoriile care nu sunt considerate aferente activităţii de furnizare reglementată, respectiv: a) amenzile, penalităţile şi majorările de întârziere pentru neplata la termen a obligaţiilor către bugetul de stat, bugetul asigurărilor sociale, fondurile speciale, bugetele locale şi alte cheltuieli asociate celor deja enumerate; b) penalităţile, majorările şi/sau daunele-interese de întârziere pentru nerambursarea în termen a împrumuturilor şi alte cheltuieli asociate celor deja enumerate; c) cheltuielile cu despăgubiri, penalităţi sau altele asemenea, care rezultă din standardul de performanţă, şi alte cheltuieli asociate celor deja enumerate; d) penalităţile, majorările de întârziere la plată şi/sau daunele-interese pentru nerespectarea clauzelor contractuale; e) cheltuielile cu sponsorizări, donaţiile şi subvenţiile acordate; f) valoarea neamortizată a imobilizărilor corporale şi necorporale, casate sau cedate terţilor ori către activităţile nereglementate ale titularului licenţei de furnizare; g) provizioanele de orice natură; h) cheltuielile de natura imobilizărilor corporale şi necorporale care nu sunt finanţate din surse proprii; i) cheltuielile aferente plăţilor compensatorii acordate salariaţilor cu ocazia încetării contractului individual de muncă sau a raportului de serviciu, fără a avea la bază un program de restructurare şi de reorganizare a societăţii aprobat de conducerea titularului de licenţă, cu excepţia situaţiei când salariaţii se pensionează; j) cheltuielile reprezentând salarii, indemnizaţii, sume compensatorii acordate, în condiţiile legii, cu ocazia încetării contractului de muncă, raportului de serviciu sau mandatului, angajaţilor cu funcţii de conducere şi persoanelor care sunt numite în calitate de membri în consilii de administraţie şi în consilii de conducere, cu excepţia salariilor sau sumelor compensatorii acordate angajaţilor cu funcţii de conducere, cu ocazia pensionării, în conformitate cu prevederile contractului colectiv de muncă şi când există un program de restructurare aprobat; k) cheltuielile aferente materialelor recuperate şi refolosibile; l) cheltuielile din fonduri şi împrumuturi nerambursabile, din ajutoare primite de la stat sau de la altă entitate, din plusuri de inventar, precum şi alte asemenea cheltuieli din alte surse nerambursabile; m) cheltuielile realizate din sumele datorate statului român, persoanelor fizice şi/sau juridice sub formă de dividende la care aceştia au renunţat; n) orice cheltuieli de judecată şi alte cheltuieli asociate; o) cheltuielile privind activele casate sau cedate şi alte operaţiuni de capital; p) sumele neîncasate de către titularul de licenţă, trecute pe cheltuieli de exploatare, reprezentând pierderi din creanţe şi debitori diverşi, scoase din evidenţa patrimonială, cu excepţia celor prevăzute la alin. (4) lit. l); q) valoarea, respectiv o parte a acesteia, aferentă imobilizărilor corporale/necorporale pentru care societatea încasează chirie; r) avansurile, imobilizările corporale şi necorporale în curs; s) imobilizările financiare; t) comisioanele din contractele de achiziţie a gazelor naturale din producţia internă; u) comisioanele şi dobânzile aferente creditelor destinate investiţiilor realizate pentru desfăşurarea activităţii de furnizare reglementată; v) costurile suplimentare generate de achiziţionarea de gaze naturale prin orice casă de clearing; w) cheltuielile cu reclama şi publicitatea, altele decât cele de la alin. (4) lit. d); x) cheltuieli cu consultanţa, cu excepţia celor aferente activităţii de furnizare reglementată.
(8) ANRE are dreptul să refuze titularilor de licenţă recunoaşterea unor costuri sau părţi din acestea, altele decât cele menţionate anterior, pentru care nu s-a justificat faptul că au fost generate de desfăşurarea activităţii de furnizare reglementată şi realizate într-o manieră prudentă, conform prevederilor alin. (3).
SECŢIUNEA a 4-a Venitul unitar aferent unui an de reglementare, începând cu anul 2019 ART. 8 (1) Venitul unitar aferent unui an de reglementare, permis pentru desfăşurarea activităţii de furnizare reglementată, se determină, pentru fiecare titular al licenţei de furnizare a gazelor naturale, prin împărţirea venitului aferent desfăşurării activităţii de furnizare reglementată în anul respectiv la cantitatea totală estimată a fi furnizată în regim reglementat în acelaşi an, după următoarea formulă generală de calcul: a) pentru titularii de licenţă de furnizare existenţi la momentul intrării în vigoare a prezentei metodologii: VU_fr(n)permis = V_fr(n)permis/Q_fr(n) [lei/MWh]
b) pentru titularii noi de licenţă de furnizare, după intrarea în vigoare a prezentei metodologii: VU_fr(k)permis = V_fr(k)permis/Q_fr(k) [lei/MWh], unde: n ≥ 2019, k ≥ 2019 VU_fr(n)permis, VU_fr(k)permis - venitul unitar permis în anul de reglementare n, respectiv k, pentru desfăşurarea activităţii de furnizare reglementată a gazelor naturale; V_fr(n)permis, V_fr(k)permis - venitul permis în anul de reglementare n, respectiv k, pentru desfăşurarea activităţii de furnizare reglementată a gazelor naturale; Q_fr(n), Q_fr(k) - cantitatea de gaze naturale estimată a fi furnizată în regim reglementat în anul de reglementare n, respectiv k.
(2) Cantitatea de gaze naturale estimată a fi furnizată în regim reglementat se fundamentează de către furnizorul licenţiat. Prognoza privind cantităţile estimate şi fundamentarea acesteia se înaintează ANRE odată cu înaintarea documentelor privind stabilirea venitului unitar pentru fiecare an de reglementare. Considerentele care stau la baza fundamentării şi metodele de previzionare utilizate sunt prezentate ANRE odată cu prognozele. (3) ANRE are dreptul să ceară motivat sau să propună revizuirea prognozelor înaintate.
ART. 9 ANRE are dreptul să solicite titularilor licenţei de furnizare informaţii suplimentare, inclusiv detalierea şi justificarea oricăror elemente din situaţiile prezentate.
CAP. III SECŢIUNEA 1 Procedura de stabilire a venitului unitar aferent activităţii de furnizare reglementată, desfăşurată într-un an de reglementare, şi de aprobare a preţurilor reglementate în sectorul gazelor naturale, începând cu anul 2019 ART. 10 Venitul unitar permis pentru un an de reglementare se aprobă prin ordin al preşedintelui ANRE, pentru fiecare titular de licenţă care desfăşoară activitatea de furnizare reglementată.
ART. 11 (1) Titularii de licenţă care desfăşoară activitatea de furnizare reglementată înaintează ANRE documentaţia privind stabilirea venitului unitar aferent anului de reglementare, până cel târziu la data de 1 aprilie a fiecărui an, începând cu anul 2019. (2) Titularii nou-licenţiaţi înaintează ANRE documentaţia privind stabilirea venitului aferent anului de reglementare în care încep să desfăşoare activitatea de furnizare reglementată odată cu depunerea documentelor necesare obţinerii licenţelor de furnizare. (3) În situaţia în care documentaţia înaintată este incompletă, ANRE va solicita completarea acesteia în termen de 5 zile lucrătoare de la data depunerii, titularii de licenţă având obligaţia de a răspunde în termen de 5 zile lucrătoare de la data primirii solicitării. În perioada de analiză şi de calcul, în scopul corectării, clarificării sau justificării documentelor înaintate, ANRE are dreptul de a solicita orice informaţii şi documente, iar titularii de licenţă au obligaţia de a răspunde în termen de maximum 5 zile lucrătoare. Aspectele pentru care s-au solicitat informaţii şi documente nu vor fi luate în considerare în cazul în care furnizorii nu răspund solicitărilor ANRE.
ART. 12 Documentaţia privind stabilirea venitului unitar aferent unui an de reglementare se referă în principal la: a) informaţii despre: (i) numărul de clienţi şi cantităţile de gaze naturale furnizate în regim reglementat în anul anterior, cu excepţia titularilor nou-licenţiaţi; (ii) cantităţile estimate a fi furnizate în regim reglementat în anul de reglementare; (iii) structura de clienţi, cu prezentarea caracteristicilor specifice fiecărei categorii (consum anual, număr de clienţi etc.) pentru anul de reglementare;
b) propunerea titularului de licenţă privind venitul unitar aferent activităţii de furnizare.
ART. 13 (1) Pe baza documentaţiei şi a propunerilor înaintate, respectiv în urma analizei efectuate, compartimentul de specialitate din cadrul ANRE elaborează un raport cuprinzând propunerile pentru stabilirea venitului unitar aferent anului de reglementare şi/sau un raport cuprinzând propunerile pentru stabilirea elementelor DeltaCUG_fr şi E_(SNT), după caz. (2) Raportul/Rapoartele prevăzute la alin. (1) se comunică furnizorului în vederea formulării unui punct de vedere.
ART. 14 Compartimentul de specialitate înaintează Comitetului de reglementare următoarele documente: 1. referatul de aprobare privind propunerile pentru stabilirea preţurilor reglementate, însoţit, după caz, de următoarele anexe: a) raportul cuprinzând propunerile pentru stabilirea venitului unitar pentru anul de reglementare; b) raportul cuprinzând propunerile pentru stabilirea elementelor DeltaCUG_fr şi E_(SNT); c) documentul de evaluare a sumei fixe unitare pentru acoperirea costurilor estimate pentru achiziţia gazelor naturale, inclusiv serviciile aferente, destinate revânzării în cadrul activităţii de furnizare reglementată CUG_fr;
2. punctele de vedere referitoare la rapoartele menţionate la art. 13, exprimate de către titularul licenţei de furnizare.
ART. 15 (1) Pe baza aprobării de către Comitetul de reglementare a referatului prevăzut la art. 14, în forma propusă sau cu modificările şi/sau completările aprobate în cadrul şedinţei, preşedintele ANRE emite ordinul privind: a) venitul unitar pentru anul de reglementare şi/sau b) aprobarea preţurilor reglementate.
(2) Ordinul preşedintelui ANRE, prevăzut la alin. (1), se publică în Monitorul Oficial al României, Partea I. (3) Anexele la referatul aprobat de către Comitetul de reglementare, prevăzut la alin. (1), se comunică furnizorului licenţiat în termen de 5 zile lucrătoare de la data şedinţei Comitetului de reglementare.
ART. 16 În situaţia în care ordinul prevăzut la art. 15 alin. (1) nu a fost aprobat, în termen de 5 zile lucrătoare de la data şedinţei Comitetului de reglementare în care a fost dezbătut şi pe baza informaţiilor puse la dispoziţie de către secretariatul acestuia, compartimentul de specialitate are obligaţia de a comunica furnizorului licenţiat hotărârea Comitetului de reglementare referitoare la respingerea/ amânarea ordinului, însoţită de motivarea acesteia.
SECŢIUNEA a 2-a Dispoziţii comune ART. 17 (1) În cazul fuziunii/divizării unui furnizor licenţiat, în situaţia în care nu se poate stabili şi aproba un nou venit unitar aferent activităţii de furnizare reglementată, din lipsa datelor şi informaţiilor necesare fundamentării, veniturile şi preţurile reglementate se stabilesc după cum urmează: a) în situaţia divizării unui furnizor licenţiat, din care rezultă unul sau mai mulţi titulari de licenţă noi, până la aprobarea unui venit unitar permis noului titular de licenţă de furnizare, ca societate beneficiară a divizării, preţul reglementat se stabileşte prin includerea elementelor componente ale preţurilor în vigoare, după cum urmează: (i) suma fixă unitară aprobată; (ii) tarifele de distribuţie aprobate; (iii) cea mai mică valoare a veniturilor unitare aprobate furnizorilor de pe piaţa de gaze naturale pentru acelaşi an, conform prevederilor prezentei metodologii, pentru desfăşurarea activităţii reglementate; (iv) valoarea componentei E_(SNT), calculată pe baza informaţiilor disponibile aferente societăţilor implicate în procesul de divizare; (v) valoarea componentei delta CUG, calculată pe baza informaţiilor disponibile aferente societăţilor implicate în procesul de divizare.
b) în situaţia fuziunii prin absorbţie cu un alt furnizor licenţiat, până la aprobarea noului venit unitar permis societăţii absorbante, preţul reglementat se stabileşte prin includerea elementelor componente ale preţurilor în vigoare, după cum urmează: (i) suma fixă unitară aprobată; (ii) tarifele de distribuţie aprobate; (iii) cea mai mică valoare dintre veniturile unitare aferente activităţii de furnizare reglementată aprobate societăţilor care fuzionează; (iv) cea mai mică valoare dintre componentele de neutralitate E_(SNT) aferente activităţii de furnizare reglementată aprobate societăţilor care fuzionează; (v) valoarea componentei delta CUG, calculată pe baza informaţiilor disponibile aferente societăţilor implicate în procesul de fuziune prin absorbţie;
c) în situaţia fuziunii cu un alt furnizor licenţiat, din care rezultă un nou titular de licenţă, până la aprobarea venitului unitar permis societăţii nou-licenţiate, preţul reglementat se stabileşte prin includerea elementelor componente ale preţurilor în vigoare, după cum urmează: (i) suma fixă unitară aprobată; (ii) tarifele de distribuţie aprobate; (iii) cea mai mică valoare dintre veniturile unitare aferente activităţii de furnizare reglementată aprobate societăţilor care fuzionează; (iv) cea mai mică valoare dintre componentele de neutralitate E_(SNT) aferente activităţii de furnizare reglementată aprobate societăţilor care fuzionează; (v) valoarea componentei delta CUG, calculată pe baza informaţiilor disponibile aferente societăţilor implicate în procesul de fuziune.
(2) În cazul unui furnizor nou licenţiat, altul decât cei prevăzuţi la alin. (1), în situaţia în care nu se poate stabili şi aproba venitul unitar aferent activităţii de furnizare reglementată din lipsa datelor şi informaţiilor necesare fundamentării, până la aprobarea venitului unitar permis societăţii, preţul reglementat se stabileşte prin includerea elementelor componente ale preţurilor, după cum urmează: a) suma fixă unitară aprobată; b) tarifele de distribuţie aprobate; c) cea mai mică valoare a veniturilor unitare aprobate furnizorilor de pe piaţa de gaze naturale pentru acelaşi an, conform prevederilor prezentei metodologii, pentru desfăşurarea activităţii reglementate.
(3) Pentru furnizorii care transmit datele conform prezentei metodologii, dar care nu răspund solicitărilor ANRE privind corectarea, clarificarea, completarea sau justificarea documentelor înaintate în termenele prevăzute prin prezenta metodologie, sau răspund eronat ori incomplet, stabilirea şi aprobarea veniturilor unitare se vor realiza în termen de 60 de zile de la primirea tuturor documentelor solicitate. (4) Pentru furnizorii care nu transmit datele conform prezentei metodologii, ANRE are dreptul de a modifica veniturile aprobate, precum şi preţurile reglementate, cu anunţarea prealabilă a furnizorului licenţiat.
ART. 18 (1) Operatorii pieţelor de gaze naturale şi operatorul de transport şi de sistem vor raporta lunar către ANRE informaţiile în formatul machetelor publicate pe pagina de web a ANRE. (2) ANRE actualizează preţurile reglementate în situaţia modificării, conform prevederilor prezentei metodologii, a oricărui element component al structurii preţului reglementat, astfel cum aceasta este prevăzută la art. 21. (3) ANRE poate modifica veniturile aprobate, precum şi preţurile reglementate, cu anunţarea prealabilă a furnizorului licenţiat şi pe baza prevederilor prezentei metodologii, dacă se constată că: a) stabilirea acestora s-a efectuat pe baza unor informaţii eronate sau false, furnizate de către furnizorul licenţiat; b) există erori de calcul semnificative în stabilirea preţurilor reglementate şi a veniturilor unitare aferente activităţii de furnizare reglementată.
ART. 19 Modificarea veniturilor aprobate, precum şi a preţurilor reglementate, conform art. 18 alin. (3), implică, în primul rând, măsuri pentru corectarea efectelor veniturilor şi preţurilor stabilite, respectiv corectarea informaţiilor eronate sau false, recalcularea şi aprobarea noilor venituri şi preţuri reglementate ce vor fi aplicate de către titularul de licenţă în cauză.
CAP. IV SECŢIUNEA 1 Preţuri reglementate ART. 20 (1) Preţurile reglementate reprezintă preţurile la care se realizează furnizarea reglementată pentru o cantitate de gaze naturale cu un conţinut energetic echivalent cu 1 MWh, gaze naturale aflate în condiţii standard de presiune, temperatură şi calitate, prevăzute în regulamentul de măsurare a cantităţilor de gaze naturale tranzacţionate în România, aprobat de către ANRE. (2) Preţurile reglementate se stabilesc diferenţiat pentru fiecare titular al licenţei de furnizare, pentru întreaga arie de distribuţie deservită în calitate de operator licenţiat al sistemului de distribuţie ori pentru zonele delimitate unde întreprinderea afiliată deţine licenţă de distribuţie a gazelor naturale, în funcţie de realizarea procesului de separare legală a activităţilor reglementate, pentru fiecare categorie de clienţi, în raport cu consumul anual şi cu tipul sistemelor prin care se realizează furnizarea reglementată a gazelor naturale, după caz, respectiv până la ieşirea din reglementat. (3) Categoriile de clienţi pentru care se stabilesc preţuri reglementate se actualizează în corelare cu reglementările din sectorul gazelor naturale, elaborate ulterior, conform prevederilor legislaţiei în vigoare. (4) Preţurile reglementate acoperă atât costurile aferente achiziţionării şi comercializării gazelor naturale ca marfă în sine, costurile aferente desfăşurării activităţii de furnizare reglementată, cât şi toate costurile aferente serviciilor de transport, înmagazinare şi distribuţie, precum şi costurile aferente dezechilibrelor generate de clienţii care beneficiază de furnizarea reglementată a gazelor naturale, în conformitate cu prevederile legale în vigoare. (5) Preţurile reglementate nu includ accize şi T.V.A.
ART. 21 Preţurile reglementate au următoarea structură: a) pentru clienţii finali conectaţi direct la sistemul de transport: P_(n) = CUG_fr + VU_fr(n)permis + E_SNT(n) + ΔCUG_fr, unde: P_(n)x - preţul reglementat în anul n, pentru clienţii conectaţi direct la sistemul de transport;
b) pentru clienţii finali conectaţi în sistemul de distribuţie: P_(n)x = CUG_fr + VU_fr(n)permis + Td_(n)x + E_SNT(n) + ΔCUG_fr, unde: P_(n)x - preţul reglementat în anul n, pentru categoria „x“ de clienţi pentru care se stabilesc diferenţiat tarife de distribuţie; CUG_fr - suma fixă unitară pentru acoperirea costurilor pentru o perioadă maximă de 12 luni, costuri estimate pentru achiziţia gazelor naturale, inclusiv serviciile de înmagazinare a gazelor naturale în depozitele subterane şi serviciile de transport al acestora, gaze destinate revânzării în cadrul activităţii de furnizare reglementată; VU_fr(n)permis - venitul unitar permis în anul n de reglementare pentru desfăşurarea activităţii de furnizare reglementată a gazelor naturale; Td_(n)x - tariful de distribuţie aplicat în anul n pentru categoria „x“ de clienţi; E_SNT(n) - componenta de neutralitate a activităţii de echilibrare desfăşurată de către operatorul de transport şi de sistem (OTS), reprezentând suma unitară rezultată din alocarea, în anul (n), a cheltuielilor/veniturilor aferente acţiunilor de echilibrare efectuate de către OTS pentru clienţii casnici reglementaţi ai furnizorului; cheltuielile/veniturile aferente acţiunilor de echilibrare provin din perioada anterioară momentului determinării componentei E_SNT(n); ΔCUG_fr - componenta unitară de corecţie pentru diferenţa dintre suma fixă unitară estimată de către ANRE pentru acoperirea costurilor legate de achiziţia gazelor naturale, inclusiv serviciile reglementate aferente, gaze destinate revânzării în cadrul activităţii de furnizare reglementată în anul n–1, şi costurile unitare efectiv realizate şi recunoscute de către ANRE operatorului care realizează furnizarea reglementată pentru anul respectiv; componenta ΔCUG_fr poate fi recalculată pe o perioadă de timp în cursul anului n, prin adăugarea diferenţelor aferente fiecărui trimestru al anului respectiv.
ART. 22 Componenta de neutralitate E_SNT(n) se determină după facturarea de către OTS a tarifelor de neutralitate, stabilite în conformitate cu reglementările aprobate de ANRE şi aplicate/transferate utilizatorilor de reţea (UR), conform următoarei formule de calcul: E_SNT(n) = (T_nj*Q_fr/Q_fz)/(Q_fr est), unde: T_nj - tariful de neutralitate aferent perioadei de decontare, stabilit în conformitate cu reglementările aprobate de către ANRE şi facturat de către OTS pentru un UR, exprimat în lei; Q_fr - cantitatea de gaze naturale furnizată în regim reglementat în perioada de decontare, exprimată în MWh; Q_fz - cantitatea totală de gaze naturale furnizată în perioada de decontare, exprimată în MWh; Q_fr est - cantitatea de gaze naturale estimată a fi furnizată în regim reglementat în perioada pentru care se face recuperarea, exprimată în MWh.
ART. 23 (1) Componenta ΔCUG_fr se determină prin analiza costurilor efectiv realizate cu achiziţia gazelor naturale, în condiţiile prevăzute la art. 4 alin. (1) lit. a) şi b). (2) Componenta ΔCUG_fr aferentă anului 2018 se determină prin analiza costurilor efectiv realizate cu achiziţia gazelor naturale, în conformitate cu prevederile legale în vigoare la data realizării costurilor. (3) Componenta E_fr reprezentând diferenţa dintre preţul plătit pentru gazele naturale necesare echilibrării zilnice şi preţul recunoscut de ANRE, inclusă în formula preţului reglementat până la data intrării în vigoare a prezentei metodologii, va fi integrată în componenta ΔCUG_fr.
ART. 24 În urma analizei costurilor de achiziţie a gazelor naturale realizate de către furnizorii care asigură consumul clienţilor finali din piaţa reglementată, ANRE recunoaşte: a) costuri pentru gazele naturale achiziţionate de către titularul de licenţă din surse curente, conform prevederilor art. 25; b) costuri aferente dezechilibrelor, conform prevederilor art. 26; c) costuri pentru gazele naturale extrase din depozitele de înmagazinare subterană, necesare acoperirii consumului clienţilor reglementaţi, conform prevederilor art. 27; d) costuri de transport realizate de către furnizorii care asigură şi consumul clienţilor finali din piaţa reglementată, conform prevederilor art. 28.
ART. 25 (1) Costurile pentru gazele naturale achiziţionate de către titularul de licenţă din surse curente se recunosc luând în considerare preţurile de achiziţie a gazelor naturale, după cum urmează: a) pentru gazele naturale achiziţionate prin tranzacţii angro pe piaţa organizată, destinate acoperirii consumului curent/înmagazinării pentru întregul portofoliu de clienţi, este recunoscut preţul mediu ponderat realizat de către titularul de licenţă pentru toate cantităţile achiziţionate, cu livrare în luna analizată; b) pentru gazele naturale achiziţionate prin contracte bilaterale, destinate acoperirii consumului curent/înmagazinării pentru întregul portofoliu de clienţi, este recunoscut cel mai mic preţ dintre: (i) preţul mediu ponderat realizat de către titularul de licenţă pentru toate cantităţile achiziţionate, cu livrare în luna analizată, prin contracte bilaterale, inclusiv costul de transport de rezervare de capacitate de intrare în Sistemul Naţional de Transport (SNT), conform documentelor justificative transmise; şi (ii) preţul mediu calculat ca medie ponderată a preţurilor produselor standard din contractele cu termen mai mic sau egal cu o lună, preţuri aferente cantităţilor livrate în luna analizată şi realizate de către toţi titularii de licenţă care au în portofoliu şi clienţi reglementaţi;
c) pentru gazele naturale achiziţionate prin tranzacţii pe piaţa de echilibrare, în scopul echilibrării între furnizori, este recunoscut preţul mediu ponderat realizat de către titularul de licenţă pentru toate cantităţile achiziţionate, cu livrare în luna analizată.
(2) Preţul mediu ponderat lunar se calculează luând în considerare şi achiziţiile de gaze naturale ale operatorilor economici afiliaţi titularului de licenţă, deţinători de licenţă de furnizare a gazelor naturale. (3) Dispoziţiile alin. (1) nu se aplică contractelor cu livrări directe (spre exemplu: prin conductele din amonte, prin conducte dedicate etc.), dacă din punct de vedere tehnic nu există posibilitatea de achiziţie a gazelor naturale din altă sursă, situaţie în care se recunoaşte preţul aferent tranzacţiilor respective.
ART. 26 Costurile aferente dezechilibrelor se recunosc luând în considerare valoarea minimă dintre: a) preţul mediu ponderat al dezechilibrelor lunare solicitate de către furnizor, din factura emisă de către operatorul de transport şi de sistem; b) preţul mediu ponderat al produselor standard pe termen scurt.
ART. 27 Costurile pentru gazele naturale extrase din depozitele de înmagazinare subterană, necesare acoperirii consumului clienţilor reglementaţi, se recunosc luând în considerare nivelul celui mai mic preţ dintre: 1. preţul mediu unitar realizat de către titularul de licenţă, care poate conţine, după caz, următoarele elemente: a) costul achiziţiei gazelor naturale; b) costul serviciilor de înmagazinare (injecţie, extracţie, rezervare de capacitate); c) costul serviciilor de rezervare de capacitate pentru intrarea în SNT din interconectarea cu alte sisteme de transport al gazelor naturale, pentru cantitatea de gaze naturale destinată înmagazinării, în situaţia în care acestea nu sunt deja incluse în costul de achiziţie al gazelor naturale; d) costul serviciilor de rezervare de capacitate pentru ieşirea din SNT către depozitele de înmagazinare subterană; e) costul serviciilor de rezervare de capacitate pentru intrarea în SNT dinspre depozitele de înmagazinare subterană; f) costul serviciilor de transport aferente componentei volumetrice pentru cantităţile de gaze naturale transportate prin SNT către depozitele de înmagazinare subterană; g) costurile de finanţare, acordate pentru o perioadă de 6 luni, la nivelul ratei dobânzii practicate de instituţiile de credit pentru credite noi în lei acordate societăţilor nefinanciare pentru credite cu valoarea până la un milion echivalent euro inclusiv, cu rata dobânzii variabilă sau cu perioada iniţială fixă a ratei dobânzii mai mică sau egală cu un an, publicată de Banca Naţională a României (BNR), aferentă lunii martie, aplicate preţului de achiziţie a gazelor, tarifelor de injecţie în depozite şi rezervării de capacitate de înmagazinare, tarifului componentei volumetrice pentru cantităţi de gaze naturale transportate prin SNT către depozite de înmagazinare subterană şi costului serviciilor de rezervare de capacitate pentru ieşirea din SNT către depozitele de înmagazinare subterană.
2. preţul mediu unitar al gazelor naturale extrase din depozitele subterane, înmagazinate în perioada de injecţie aferentă constituirii stocului minim al anului curent, preţ format din: a) preţul mediu de achiziţie, calculat ca medie ponderată a cantităţilor înmagazinate, cu preţurile medii recunoscute la art. 25 alin. (1); b) costul mediu aferent prestării serviciilor de înmagazinare subterană, calculat pe baza tarifelor aprobate de către ANRE doar pentru ciclul de înmagazinare al anului curent; c) costul unitar de transport aferent gazelor naturale înmagazinate în depozitele de înmagazinare subterană, calculate pe baza tarifelor de transport în vigoare la momentul efectuării activităţii de injecţie, respectiv: (i) tariful anual de rezervare de capacitate pentru ieşirea din SNT către depozitele de înmagazinare subterană; (ii) tarif anual de rezervare de capacitate pentru intrarea în SNT dinspre depozitele de înmagazinare subterană; (iii) costul serviciilor de transport aferente componentei volumetrice pentru cantităţile de gaze naturale transportate prin SNT către depozite de înmagazinare subterană;
d) costurile de finanţare, acordate pentru o perioadă de 6 luni, la nivelul ratei dobânzii practicate de instituţiile de credit pentru credite noi în lei acordate societăţilor nefinanciare pentru credite cu valoarea până la un milion echivalent euro inclusiv, cu rata dobânzii variabilă sau cu perioada iniţială fixă a ratei dobânzii mai mică sau egală cu un an, publicată de BNR, aferentă lunii martie, aplicate preţului de achiziţie a gazelor, tarifelor de injecţie în depozite şi rezervării de capacitate de înmagazinare, tarifului componentei volumetrice pentru cantităţile de gaze naturale transportate prin SNT către depozite de înmagazinare subterană şi costului serviciilor de rezervare de capacitate pentru ieşirea din SNT către depozitele de înmagazinare subterană.
ART. 28 Costurile de transport realizate lunar de către furnizorii care asigură şi consumul clienţilor finali din piaţa reglementată se recunosc luând în considerare nivelul costului mediu unitar pentru serviciile de transport, calculat pe baza tarifelor aprobate de către ANRE, astfel: a) costul serviciilor de transport aferente componentei volumetrice pentru cantităţile de gaze naturale transportate prin SNT către sistemele de distribuţie; b) costul serviciilor de transport aferente componentei volumetrice pentru cantităţile de gaze naturale transportate prin SNT către consumatorii direcţi şi către conductele de alimentare din amonte; c) costul serviciilor de rezervare de capacitate pentru ieşirea din SNT, spre consumatorii direcţi, sistemele de distribuţie şi conductele de alimentare din amonte; d) costul aferent depăşirilor de capacitate lunare, recunoscut la nivelul solicitat de furnizor.
ART. 29 (1) În situaţia în care un operator de distribuţie este desemnat de către ANRE să preia operarea sistemului de distribuţie dintr-o anumită zonă delimitată - unitate administrativ-teritorială de la un operator de distribuţie a gazelor naturale, furnizarea reglementată a gazelor naturale pentru clienţii reglementaţi din zona preluată va fi realizată de către operatorul de distribuţie desemnat sau de către furnizorul său afiliat, în cazul în care acest operator a realizat separarea legală a activităţilor de distribuţie şi furnizare a gazelor naturale. (2) Preţurile reglementate practicate de către titularul de licenţă pentru desfăşurarea activităţii de furnizare reglementată a gazelor naturale vor fi cele în vigoare, aprobate de către ANRE pentru operatorul economic desemnat sau pentru furnizorul său afiliat, în cazul în care acest operator a realizat separarea legală a activităţilor de distribuţie şi furnizare a gazelor naturale, până la aprobarea de către ANRE a tarifului de distribuţie pentru operarea sistemului de distribuţie preluat. (3) Preţurile reglementate pentru clienţii conectaţi în sistemul de distribuţie preluat au următoarea structură: (a se vedea imaginea asociată) unde: Td_p(n)x - tariful de distribuţie pentru operarea unui sistem de distribuţie preluat aplicat în anul (n), pentru categoria „x“ de clienţi.
SECŢIUNEA a 2-a Suma fixă unitară pentru acoperirea costurilor de achiziţie a gazelor naturale destinate clienţilor casnici ART. 30 (1) Suma fixă unitară - CUG_fr pentru acoperirea costurilor de achiziţie a gazelor naturale destinate revânzării în cadrul activităţii de furnizare reglementată, inclusiv serviciile de înmagazinare a gazelor naturale în depozitele subterane şi serviciile de transport al acestora, se determină de către ANRE anual, pentru perioada pentru care se aplică venitului unitar sau pentru o altă perioadă, în concordanţă cu prevederile legale în vigoare. (2) Pentru perioada aprilie-iunie 2019 se va menţine nivelul sumei fixe unitare valabil la data de 31 martie 2019.
ART. 31 (1) Suma fixă unitară pentru acoperirea costurilor legate de achiziţia gazelor naturale CUG_fr se estimează având în vedere: a) estimarea privind cererea clienţilor casnici, aferentă activităţii de furnizare reglementată, pe baza nivelului realizat al perioadei/perioadelor similare anterioare, având în vedere raportările operatorilor licenţiaţi; b) nivelul stocului minim obligatoriu corespunzător clienţilor casnici; c) estimarea privind programul de extracţie a gazelor naturale din depozitele de înmagazinare, având în vedere structura lunară a extracţiei, aferentă perioadei/perioadelor similare anterioare, coroborat cu prevederile de la lit. b); d) estimarea privind preţul de achiziţie a gazelor naturale, după cum urmează: (i) în situaţia contractării a mai puţin de 35% din cantitatea necesară acoperirii consumului clienţilor casnici reglementaţi, prin tranzacţii angro de gaze naturale încheiate pe piaţa organizată, prin contracte cu termen mai mare de o lună, încheiate până la data de 1 mai a anului curent, este recunoscut cel mai mic preţ dintre: I. preţul mediu ponderat luat în considerare la CUG_fr în vigoare; II. preţul mediu ponderat al produselor de pe piaţa organizată, din contractele cu termen mai mare de o lună, încheiate pentru perioada pentru care se stabileşte CUG_fr, corectat cu un indice de multiplicare anual pentru acoperirea eventualelor dezechilibre, indice calculat conform prevederilor art. 32;
(ii) în situaţia contractării a cel puţin de 35% din cantitatea necesară acoperirii consumului clienţilor casnici reglementaţi, prin tranzacţii angro de gaze naturale încheiate pe piaţa organizată, prin contracte cu termen mai mare de o lună, încheiate până la data de 1 mai a anului curent, este recunoscut preţul mediu ponderat al produselor de pe piaţa organizată, din contractele cu termen mai mare de o lună, încheiate pentru perioada pentru care se stabileşte CUG_fr, corectat cu un indice de multiplicare anual pentru acoperirea eventualelor dezechilibre, indice calculat conform prevederilor art. 32; (iii) prin derogare de la dispoziţiile pct. (i) şi (ii), pentru estimarea CUG_fr aferentă perioadei 1 iulie 2019-30 iunie 2020, este recunoscut preţul mediu ponderat al produselor de pe piaţa organizată, din contractele cu termen mai mare de o lună, încheiate pentru perioada pentru care se stabileşte CUG_fr, corectat cu un indice de multiplicare anual pentru acoperirea eventualelor dezechilibre, indice calculat conform prevederilor art. 32;
e) estimarea costului unitar de valorificare a gazelor naturale extrase din depozitele de înmagazinare, conform prevederilor art. 33; f) estimarea privind evoluţia costului mediu unitar pentru serviciile de transport, pe baza tarifelor aprobate de ANRE, conform prevederilor art. 34.
(2) Suma fixă unitară pentru acoperirea costurilor legate de achiziţia gazelor naturale nu include accize, acestea fiind calculate şi înscrise distinct pe factura fiscală, în conformitate cu prevederile legale. (3) Formula generală de calcul al sumei fixe unitare pentru acoperirea costurilor legate de achiziţia gazelor naturale destinate revânzării în cadrul activităţii de furnizare reglementată este următoarea: CUG_fr = (%Q_crt)* P_piata_o + (1-%Q_crt)*P_dep + CU_t, unde: CUG_fr - suma fixă unitară pentru acoperirea costurilor legate de achiziţia gazelor naturale; %Q_crt - ponderea cantităţii de gaze naturale din surse curente în total cerere clienţi casnici, aferentă activităţii de furnizare reglementată; P_piata_o - preţul mediu ponderat al produselor de pe piaţa organizată, stabilit la alin. (1) lit. d); P_dep - costul unitar de valorificare a gazelor naturale extrase din depozitele de înmagazinare, stabilit la alin. (1) lit. e); CU_t - costul mediu unitar pentru serviciile de transport, stabilit la alin. (1) lit. f).
ART. 32 Indicele de multiplicare anual, prevăzut la art. 31 alin. (1) lit. d), se determină pe baza informaţiilor perioadei/perioadelor similare anterioare, având în vedere raportările operatorilor licenţiaţi, conform următoarei formule: i = (PMP_a/PMP_b) – 1, unde: PMP_a - preţul mediu ponderat, calculat după formula:
PMPa =(Po*Qo + Pb*Qb + Pe*Qe + Tdd*Qdd – Tde*Qde)/(Qo + Qb + Qe + Qdd – Qde), unde: Po*Qo - cantitatea tranzacţionată pe piaţa organizată, înmulţită cu preţurile aferente contractelor corespunzătoare; Pb*Qb - cantitatea tranzacţionată pe piaţa concurenţială prin negociere directă, înmulţită cu cel mai mic preţ dintre preţul mediu ponderat aferent contractelor bilaterale corespunzătoare şi preţul mediu ponderat al produselor standard, cu livrare în luna analizată şi realizate de către toţi titularii de licenţă care au în portofoliu şi clienţi reglementaţi; Pe*Qe - cantitatea tranzacţionată pe piaţa de echilibrare, înmulţită cu preţurile corespunzătoare; Tdd*Qdd - cantitatea zilnică de dezechilibru, cu titlu de „deficit“, înmulţită cu tariful mediu de dezechilibru zilnic, cu titlu de „deficit“, calculat conform prevederilor Codului reţelei; Tde*Qde - cantitatea zilnică de dezechilibru, cu titlu de „excedent“, înmulţită cu tariful mediu de dezechilibru zilnic, cu titlu de „excedent“, calculat conform prevederilor Codului reţelei; PMP_b - preţul mediu ponderat, calculat după formula: PMP_b = (Po*Qo + Pb*Qb)/(Qo + Qb)
ART. 33 Costul unitar de valorificare a gazelor naturale extrase din depozitele de înmagazinare se estimează luând în considerare următoarele: 1. estimarea preţului de achiziţie a gazelor naturale ca marfă, la nivelul celui prevăzut la art. 31 alin. (1) lit. d), înainte de corecţia cu indicele de multiplicare; 2. estimarea costului mediu aferent prestării serviciilor de înmagazinare subterană, pe baza tarifelor aprobate de ANRE pentru ciclul de înmagazinare corespunzător, cost ponderat cu capacitatea tehnică declarată a depozitelor; 3. estimarea costului unitar de transport aferent gazelor naturale înmagazinate în depozitele subterane, respectiv: a) tariful anual de rezervare de capacitate pentru ieşirea din SNT către depozitele de înmagazinare subterană, conform tarifelor aprobate de ANRE pentru anul gazier corespunzător; b) tariful anual de rezervare de capacitate pentru intrarea în SNT dinspre depozitele de înmagazinare subterană, conform tarifelor aprobate de ANRE pentru anul gazier corespunzător; c) costul serviciilor de transport aferente componentei volumetrice pentru cantităţile de gaze naturale transportate prin SNT către depozite de înmagazinare subterană. Rezervarea de capacitate la ieşirea/intrarea din/în SNT către/dinspre depozitele subterane se va estima la nivelul stocului minim obligatoriu, pentru perioada de injecţie aferentă constituirii stocului minim obligatoriu;
4. costurile de finanţare, acordate pentru o perioadă de 6 luni, la nivelul ratei dobânzii practicate de instituţiile de credit pentru credite noi în lei acordate societăţilor nefinanciare pentru credite cu valoarea până la un milion echivalent euro inclusiv, cu rata dobânzii variabilă sau cu perioada iniţială fixă a ratei dobânzii mai mică sau egală cu un an, publicată de BNR aferentă lunii martie, aplicate preţului de achiziţie a gazelor, tarifelor de injecţie în depozite şi rezervării de capacitate de înmagazinare, tarifului componentei volumetrice pentru cantităţile de gaze naturale transportate prin SNT către depozite de înmagazinare subterană şi costului serviciilor de rezervare de capacitate pentru ieşirea din SNT către depozitele de înmagazinare subterană.
ART. 34 Costul mediu unitar pentru serviciile de transport se estimează pe baza tarifelor aprobate de ANRE, luând în considerare cantităţile de gaze naturale destinate revânzării în cadrul activităţii de furnizare reglementată, ce urmează a fi transportate. Estimarea se realizează conform următoarei formule: CU_t = (Q_iul-sep/Nz_iul-sep/24*Tr_an(m)*I_1 + Q_oct-mar/Nz_oct-mar/24*Tr_an(m+1)*I_2 + Q_apr-iun/Nz_apr-iun/24*Tr_an(m+1)*I_3 + Tv_(m)*Q_iul-sep + Tv_(m+1)* Q_oct-iun)*1,04/Q_iul-iun, unde: Q - reprezintă estimarea trimestrială/semestrială privind cererea clienţilor casnici, aferentă activităţii de furnizare reglementată, pentru perioada iulie-iunie pentru care se estimează CUG_fr, pe baza nivelului realizat al perioadei/perioadelor similare anterioare, având în vedere raportările operatorilor licenţiaţi; Nz - numărul de zile corespunzător fiecărui trimestru/semestru; Tr_an(m) – reprezintă tariful anual de rezervare capacitate pe grupul de puncte de ieşire pentru serviciile de transport al gazelor naturale din SNT, aferent anului gazier m; Tr_an(m + 1) - reprezintă tariful anual de rezervare capacitate pe grupul de puncte de ieşire pentru serviciile de transport al gazelor naturale din SNT, aferent anului gazier m + 1; Tv_(m) - reprezintă tariful volumetric pentru cantitatea de gaze naturale transportată către sistemele de distribuţie, aferent anului gazier m; Tv_(m + 1) - reprezintă tariful volumetric pentru cantitatea de gaze naturale transportată către sistemele de distribuţie, aferent anului gazier m+1; I_1 - reprezintă indicele de corecţie a tarifului de rezervare de capacitate pe grupul de puncte de ieşire pentru serviciile de transport al gazelor naturale din SNT, aferent anului gazier m, pentru perioada de vară, şi se calculează după următoarea formulă: I_1 = [Tr_1*a_1 + Tr_2*a_2+Tr_3*a_3 + Tr_4*a_4]/Tr_1, unde: a_1, a_2, a_3, a_4 - reprezintă ponderea capacităţilor anuale/trimestriale/lunare/zilnice rezervate în perioada iulie-septembrie, în total capacitate rezervată pentru perioada/perioadele similare anterioare; Tr_1, Tr_2, Tr_3, Tr_4 - reprezintă valoarea tarifelor de rezervare de capacitate anuale/trimestriale/lunare/zilnice, aferente anului gazier m;
I_2 - reprezintă indicele de corecţie a tarifului de rezervare de capacitate pe grupul de puncte de ieşire pentru serviciile de transport al gazelor naturale din SNT, aferent anului gazier m + 1, pentru perioada de iarnă, şi se calculează după următoarea formulă: I_2 = [Tr_1*b_1+Tr_2*b_2+Tr_3*b_3+Tr_4*b_4]/Tr_1, unde: b_1, b_2, b_3, b_4 - reprezintă ponderea capacităţilor anuale/trimestriale/lunare/zilnice rezervate în perioada octombrie-martie, în total capacitate rezervată pentru perioada/perioadele similare anterioare; Tr_1, Tr_2, Tr_3, Tr_4 - reprezintă valoarea tarifelor de rezervare de capacitate anuale/trimestriale/lunare/zilnice, aferente anului gazier m+1;
I_3 - reprezintă indicele de corecţie a tarifului de rezervare de capacitate pe grupul de puncte de ieşire din SNT, aferent anului gazier m+1, pentru perioada de vară, şi se calculează după următoarea formulă: I_3 = [Tr_1*c_1+Tr_2*c_2+Tr_3*c_3+Tr_4*c_4]/Tr_1, unde: c_1, c_2, c_3, c_4 - reprezintă ponderea capacităţilor anuale/trimestriale/lunare/zilnice rezervate în perioada aprilie-iunie, în total capacitate rezervată pentru perioada/perioadele similare anterioare; Tr_1, Tr_2, Tr_3, Tr_4 - reprezintă valoarea tarifelor de rezervare de capacitate anuale/trimestriale/lunare/zilnice, aferente anului gazier m+1.
ART. 35 (1) Suma fixă unitară - CUG_fr stabilită pentru acoperirea costurilor legate de achiziţia gazelor naturale se estimează de către ANRE în cadrul perioadei pentru care s-a stabilit iniţial, pentru intervalul de timp rămas până la terminarea perioadei respective, la solicitarea fundamentată a operatorilor licenţiaţi care au în portofoliu şi clienţi reglementaţi, în situaţia îndeplinirii cumulative a următoarelor condiţii: a) preţul mediu ponderat de achiziţie a gazelor naturale induce o variaţie pozitivă sau negativă de peste 5% faţă de valoarea estimată conform prevederilor art. 31 alin. (1) lit. d); preţul mediu ponderat de achiziţie a gazelor naturale se determină conform principiului prevăzut la art. 31 alin. (1) lit. d) pentru intervalul de timp rămas până la terminarea perioadei respective; b) cantitatea contractată/achiziţionată, aferentă clienţilor reglementaţi, depăşeşte 70% din necesarul de consum al clienţilor reglementaţi pentru intervalul de timp rămas; cantitatea contractată/achiziţionată aferentă clienţilor reglementaţi se determină ca sumă a: (i) cantităţii rezultate din aplicarea la cantitatea de gaze naturale contractată necesară acoperirii consumului pentru intervalul de timp rămas până la terminarea perioadei respective a ponderii consumului clienţilor reglementaţi în totalul de consum al operatorilor licenţiaţi care au în portofoliu şi clienţi reglementaţi, din perioada anterioară similară celei pentru care se determină suma fixă unitară, conform informaţiilor transmise ANRE de către operatorii licenţiaţi; (ii) cantităţii rezultate din aplicarea la cantitatea de gaze naturale înmagazinată de către operatorii licenţiaţi care au în portofoliu şi clienţi reglementaţi, pe baza datelor disponibile până la data analizei, a ponderii obligaţiei de stoc minim aferente clienţilor casnici în totalul obligaţiei de stoc minim a operatorilor licenţiaţi care au în portofoliu şi clienţi reglementaţi sau, în absenţa obligaţiei de stoc minim, a ponderii consumului clienţilor reglementaţi în totalul de consum al operatorilor licenţiaţi care au în portofoliu şi clienţi reglementaţi, din perioada anterioară similară celei pentru care se determină suma fixă unitară, conform informaţiilor transmise ANRE de către operatorii licenţiaţi;
c) suma fixă unitară, determinată de către ANRE conform prevederilor alin. (2), induce o variaţie pozitivă sau negativă de peste 5% faţă de suma fixă unitară estimată conform prevederilor art. 31.
(2) Suma fixă unitară - CUG_fr, pentru intervalul de timp rămas, se determină de către ANRE având în vedere prevederile art. 31, pe baza informaţiilor disponibile la data efectuării calculului. (3) Prin derogare de la prevederile alin. (1), în situaţia în care până la data de 31 decembrie 2018 s-a demarat procedura de recalculare de către ANRE a sumei fixe unitare în cadrul perioadei pentru care s-a stabilit iniţial, aceasta se va calcula pentru intervalul rămas până la data de 30 iunie 2019, luând în considerare informaţiile disponibile pentru această perioadă. (4) Suma fixă unitară pentru acoperirea costurilor legate de achiziţia gazelor naturale CUG_fr, stabilită în condiţiile prevăzute la alin. (3), se estimează având în vedere: a) estimarea privind cererea clienţilor casnici, aferentă activităţii de furnizare reglementată, pe baza nivelului realizat al perioadei/perioadelor similare anterioare, având în vedere raportările operatorilor licenţiaţi; b) estimarea nivelului stocului minim obligatoriu corespunzător clienţilor casnici, pentru intervalul de timp rămas; c) estimarea privind programul de extracţie a gazelor naturale din depozitele de înmagazinare, având în vedere structura lunară a extracţiei, aferentă perioadei/perioadelor similare anterioare, coroborat cu prevederile de la lit. b); d) estimarea privind preţul de achiziţie a gazelor naturale la nivelul preţului mediu ponderat din contractele tranzacţiilor angro de gaze naturale încheiate pe piaţa organizată, cu derulare în perioada pentru care se stabileşte evaluarea sumei fixe unitare, conform informaţiilor transmise de furnizorii care au în portofoliu şi clienţi reglementaţi, la solicitarea ANRE; e) estimarea costului unitar de valorificare a gazelor naturale extrase din depozitele de înmagazinare, luând în considerare următoarele: (i) estimarea preţului de achiziţie a gazelor naturale ca marfă, pentru perioada aprilie-octombrie, cu respectarea principiilor prevăzute la lit. d), conform informaţiilor raportate de furnizorii care au în portofoliu şi clienţi reglementaţi, în conformitate cu prevederile legale; (ii) estimarea costului mediu aferent prestării serviciilor de înmagazinare subterană, pe baza tarifelor aprobate de ANRE pentru ciclul de înmagazinare în vigoare la data evaluării sumei fixe unitare, cost ponderat cu capacitatea tehnică declarată a depozitelor; (iii) costurile de finanţare, acordate pentru o perioadă de 6 luni, la nivelul ratei dobânzii practicate de instituţiile de credit pentru credite noi în lei acordate societăţilor nefinanciare pentru credite cu valoarea până la un milion echivalent euro inclusiv, cu rata dobânzii variabilă sau cu perioada iniţială fixă a ratei dobânzii mai mică sau egală cu un an, ultima valoare a acesteia publicată de BNR, disponibilă la data calculului ANRE, aplicată preţului de achiziţie a gazelor, tarifelor de injecţie în depozite şi rezervării de capacitate de înmagazinare;
f) estimarea privind evoluţia costului mediu unitar pentru serviciile de transport, pe baza tarifelor aprobate de ANRE şi/sau în vigoare la data evaluării sumei fixe unitare, luând în considerare cantităţile de gaze naturale destinate revânzării în cadrul activităţii de furnizare reglementată, ce urmează a fi transportate, precum şi serviciile de transport aferente cantităţilor injectate conform prevederilor lit. b).
(5) Prin derogare de la alin. (1), la data de 1 ianuarie 2021, ANRE va estima o nouă sumă fixă unitară - CUG_fr, în cadrul perioadei pentru care s-a stabilit iniţial, pentru intervalul de timp rămas.
CAP. V ART. 36 Contravaloarea activităţii de furnizare reglementată prestate unui client casnic se facturează lunar şi se determină cu următoarea formulă: VTf = P * Q, unde: VTf - valoarea totală a facturii, exclusiv TVA sau alte taxe în conformitate cu prevederile legale în vigoare, reprezentând contravaloarea activităţii de furnizare reglementată, exprimată în lei; P - preţ reglementat, exprimat în lei/kWh; Q - cantitatea furnizată în regim reglementat, exprimată în kWh.
ART. 37 Termenii utilizaţi în prezenta metodologie se definesc după cum urmează: 1. an de reglementare - anul de reglementare reprezintă un an calendaristic pentru care ANRE reglementează venitul pe care un titular de licenţă este îndreptăţit să îl realizeze pentru desfăşurarea activităţii de furnizare reglementată; 2. cantitate furnizată - cantitatea totală de gaze naturale comercializată către clienţii finali în baza unor contracte de furnizare; 3. client reglementat - clientul casnic care nu şi-a exercitat dreptul de eligibilitate; 4. licenţă - actul administrativ individual, emis de ANRE, acordat unei persoane fizice sau juridice, pentru exercitarea unui drept şi executarea unor obligaţii; 5. piaţă organizată - cadrul de desfăşurare a tranzacţiilor pe pieţe administrate de către operatorii pieţelor de gaze naturale.
----
Newsletter GRATUIT
Aboneaza-te si primesti zilnic Monitorul Oficial pe email
