Comunica experienta
MonitorulJuridic.ro
Email RSS Trimite prin Yahoo Messenger pagina:  PLAN DE ACŢIUNI PREVENTIVE din 13 martie 2025 privind măsurile de garantare a securităţii aprovizionării cu gaze naturale în România Twitter Facebook
Cautare document
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

 PLAN DE ACŢIUNI PREVENTIVE din 13 martie 2025 privind măsurile de garantare a securităţii aprovizionării cu gaze naturale în România

EMITENT: Guvernul
PUBLICAT: Monitorul Oficial nr. 242 bis din 19 martie 2025
Comenteaza legea
──────────
    Aprobat prin HOTĂRÂREA nr. 236 din 13 martie 2025, publicată în Monitorul Oficial al României, Partea I, nr. 242 din 19 martie 2025.
──────────
        Cuprins
        LISTĂ ACRONIME:
    1. INTRODUCERE
    2. DESCRIEREA SISTEMULUI DE GAZE NATURALE DIN ROMÂNIA
    2.1. Descrierea funcţionării reţelei de gaze naturale din România
    2.1.1. Descrierea Sistemului Naţional de Transport gaze naturale
    2.1.2. Operatorul Naţional de Transport şi de Sistem
    2.1.3. Sistemele de distribuţie gaze naturale
    2.1.4. Înmagazinarea subterană a gazelor naturale în România
    2.1.5. Identificarea infrastructurilor-cheie relevante pentru siguranţa furnizării

    2.2. Consumul de gaze naturale în România
    2.3. Producţia de gaze naturale în România
    2.4. Rolul gazelor naturale în producţia de energie electrică
    2.5. Rolul măsurilor de eficienţă energetică şi efectul acestora asupra consumului anual de gaze naturale

    3. DESCRIEREA REŢELEI REGIONALE DE GAZE NATURALE PENTRU FIECARE GRUP DE RISC LA CARE PARTICIPĂ ROMÂNIA
    3.1. Grupul de risc Ucraina
    3.1.2. Rolul instalaţiilor de stocare relevante pentru Grupul de risc Ucraina, inclusiv accesul transfrontalier
    3.1.3. Rolul producţiei interne de gaze naturale a Statelor Membre din Grupul de risc Ucraina
    3.1.4. Rolul gazelor naturale în producţia de energie electrică în cadrul Grupului de risc Ucraina

    3.2. Grupul de risc pentru furnizarea de gaze din est - Transbalcanic
    3.3. Grupul de risc Coridorul sudic al gazelor - Marea Caspică
    3.3.1. Descrierea funcţionării reţelei de gaze în cadrul Grupului de risc Caspic
    3.3.2. Rolul instalaţiilor de stocare relevante pentru Grupul de risc Caspic, inclusiv accesul transfrontalier
    3.3.3. Rolul producţiei interne de gaze naturale a Statelor Membre din Grupul de risc Caspic
    3.3.4. Rolul gazelor naturale în producţia de energie electrică în cadrul Grupului de risc Caspic

    3.4. Calcularea formulei N-1 la nivelul Grupurilor de risc
    3.4.1. Calcularea formulei N-1 la nivelul Grupului de risc Ucraina
    3.4.2. Calcularea formulei N-1 la nivelul Grupului de risc Transbalcanic
    3.4.3. Calcularea formulei N-1 la nivelul Grupului de risc Caspic


    4. REZUMATUL EVALUĂRII RISCURILOR
    4.1. Evaluarea naţională a riscurilor
    4.1.1. Scenarii de risc privind aprovizionarea cu gaze naturale în România

    4.2. Matricea riscurilor
    4.3. Principalele concluzii

    5. STANDARDUL PRIVIND INFRASTRUCTURA
    5.1. Identificarea infrastructurii unice principale de gaze
    5.2. Calculul formulei N-1 la nivel naţional
    5.3. Capacitatea bidirecţională de transport

    6. CONFORMITATEA CU STANDARDUL DE FURNIZARE
    6.1. Definiţia clienţilor protejaţi
    6.2. Asigurarea furnizării de gaze naturale către clienţii protejaţi

    7. MĂSURI PREVENTIVE
    7.1. Plan de reducere a cererii de gaze naturale
    7.2. Măsuri de prevenire a riscurilor identificate
    7.3. Măsuri bazate pe piaţă axate pe cerere
    7.3.1. Depozite comerciale - alocarea nediscriminatorie a capacităţilor de înmagazinare disponibile, în regim multiciclu
    7.3.2. Facilitarea integrării în sistemul gazier a gazelor din surse regenerabile
    7.3.3. Diversificarea surselor şi a rutelor de aprovizionare cu gaze
    7.3.4. Îmbunătăţirea relevanţei interconectărilor cu flux bidirecţional
    7.3.5. Sinergia activităţilor de dispecerizare ale SNT şi ale Sistemului Electroenergetic Naţional (SEN)
    7.3.6. Utilizarea armonizată a contractelor pe termen lung şi pe termen scurt, în ponderi adecvate stablităţii pentru acoperirea cererii de gaze naturale

    7.4. Măsuri bazate pe piaţă axate pe ofertă
    7.4.1. Investiţii în dezvoltarea infrastructurii
    7.4.2. Utilizarea contractelor de furnizare care pot fi întrerupte, bazate pe mecanisme de piaţă
    7.4.3. Utilizarea capacităţilor de înmagazinare în asigurarea continuităţii în furnizarea de gaze naturale, inclusiv în creşterea flexibilităţii producţiei naţionale
    7.4.4. Furnizarea de gaze naturale în condiţii de eficienţă energetică
    7.4.5. Creşterea ponderii gazelor regenerabile în activităţile de aprovizionare

    7.5. Alte măsuri preventive
    7.5.1. Asigurarea unor indicatori de performanţă relevanţi şi îmbunătăţirea sistemului de monitorizare a acestora
    7.5.2. Menţinerea unei infrastructuri funcţionale şi fiabile
    7.5.3. Furnizarea de ultimă instanţă a gazelor naturale

    7.6. Măsuri nebazate pe piaţă
    7.7. Impactul măsurilor
    7.8. Obligaţiile întreprinderilor din domeniul gazelor naturale

    8. PROIECTE DE INFRASTRUCTURĂ
    8.1. Proiecte de investiţii pentru dezvoltarea SNT
    8.1.1. Dezvoltarea pe teritoriul României a Sistemului Naţional de Transport Gaze Naturale pe Coridorul Bulgaria-România-Ungaria-Austria (BRUA) - Faza II
    8.1.2. Dezvoltarea pe teritoriul României a Coridorului Sudic de Transport pentru preluarea gazelor naturale de la ţărmul Mării Negre (Tuzla - Podişor)
    8.1.3. Amplificarea coridorului bidirecţional de transport gaze naturale Bulgaria-România-Ungaria- Austria (BRUA-Faza III)
    8.1.4. Interconectarea România-Serbia - interconectarea Sistemului Naţional de Transport gaze naturale cu sistemul similar de transport gaze naturale din Serbia
    8.1.5. Proiectul "Dezvoltarea/Modernizarea Infrastructurii de transport gaze naturale în zona de Nord-Vest a României"
    8.1.6. Creşterea capacităţii de transport gaze naturale a interconectării România-Bulgaria pe direcţia Giurgiu-Ruse
    8.1.7. Modernizare SMG Isaccea 2 şi SMG Negru Voda 2 în vederea realizării curgerii bidirecţionale pe conducta T2
    8.1.8. Modernizare SMG Isaccea 3 şi Negru Voda 3 în vederea realizării curgerii bidirecţionale pe conducta T3
    8.1.9. Interconectarea SNT la Terminal GNL amplasat la malul Mării Negre
    8.1.10. Terminal GNL amplasat la malul Mării Negre
    8.1.11. Eastring-România
    8.1.12. Sistem de monitorizare, control şi achiziţie de date pentru staţiile de protecţie catodică aferente Sistemului Naţional de Transport Gaze Naturale
    8.1.13. Dezvoltarea sistemului SCADA pentru Sistemul Naţional de Transport gaze naturale

    8.2. Proiecte de investiţii pentru dezvoltarea sistemului de stocare a gazelor naturale
    8.2.1. Creşterea capacităţii de extracţie zilnică în cadrul Depozitului Bilciureşti - Modernizarea infrastructurii sistemului de înmagazinare gaze naturale-Bilciureşti
    8.2.2. Creşterea capacităţii de stocare subterană gaze naturale a depozitului Gherceşti
    8.2.3. Depozit nou de stocare subterană a gazelor naturale Fălticeni (Moldova)
    8.2.4. Creşterea capacităţii de stocare subterană gaze naturale la depozitul Sărmăşel (Transilvania)
    8.2.5. Unitate de stocare-Depomureş

    8.3. Descoperirea de noi rezerve de gaze naturale pe teritoriul României
    8.4. Proiecte de reconversie a infrastructurii de transport gaze naturale pentru transportul hidrogenului
    8.5. Proiecte de dezvoltare culoare dedicate pentru transportul hidrogenului

    9. OBLIGAŢIILE DE SERVICIU PUBLIC LEGATE DE SIGURANŢA FURNIZĂRII GAZELOR NATURALE
    10. CONSULTAREA CU PĂRŢILE INTERESATE
    11. DIMENSIUNEA REGIONALĂ
    11.1. Mecanismele dezvoltate pentru cooperare între Statele Membre
    11.2. Măsuri necesare pentru punerea în aplicare a principiului solidarităţii

    12. CONCLUZII LISTA FIGURILOR:

        LISTA TABELELOR:
        LISTĂ ACRONIME:
        ANRE - Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei
        ANRMPSG - Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Minier, Petrolier şi al Stocării Geologice a Dioxidului de Carbon
        BRUA - Coridorul Bulgaria - România - Ungaria - Austria
        CE - Comisia Europeană
        ENTSO-G - European Network of Transmission System Operators for Gas/Reţeaua Europeană a Operatorilor de Transport şi de Sistem de Gaze Naturale
        GNL - Gaz natural lichefiat
        INS - Institutul Naţional de Statistică
        IP/EP - Puncte de intrare/Entry points
        ISO - Operator independent de sistem
        JRC - Joint Research Center (Centrul Comun de Cercetare)
        OTS - Operatorul de Transport şi de Sistem
        mc - metri cubi
        mil. - Milion/Milioane
        mld. - Miliard/Miliarde
        PDSNT - Planul de Dezvoltare a Sistemului Naţional de Transport gaze naturale 2024-2033 aprobat de ANRE prin Decizia nr. 2717/17.12.2024
        PNIESC - Planulul Naţional Integrat în domeniul Energiei şi Schimbărilor Climatice
        SEN - Sistemul Electroenergetic Naţional
        SMG - Staţie de Măsurare Gaze
        SNT - Sistemul Naţional de Transport
        tep - tone echivalent petrol
        TYNDP - Planul de Dezvoltare a Reţelei pe 10 ani
        UE - Uniunea Europeană
        UGS - Underground gas storage/ Depozit subteran de gaze



    1. INTRODUCERE
        Siguranţa aprovizionării cu gaze naturale este responsabilitatea comună a întreprinderilor din sectorul gazelor naturale, a Statelor Membre şi a Comisiei Europene.
    Regulamentul (UE) nr. 1938/2017 al Parlamentului European şi al Consiliului din 25 octombrie 2017 privind măsurile de garantare a siguranţei furnizării de gaze şi de abrogare a Regulamentului (UE) nr. 994/2010, cu modificările şi completările ulterioare, denumit, în continuare, Regulament, defineşte responsabilităţile şi obligaţiile pentru întreprinderi, autorităţi naţionale şi Comisia Europeană şi solicită Statelor membre să stabilească din timp gestionarea eficientă a situaţiilor de criză şi să instituie măsuri sub formă de acţiuni preventive şi planuri de urgenţă.
        Conform prevederilor articolului 8, alineatul (2) litera a) din Regulament, Autoritatea competentă a fiecărui Stat Membru, stabileşte "un plan de acţiuni preventive conţinând măsurile necesare pentru a elimina sau a atenua riscurile identificate, inclusiv efectele măsurilor în favoarea eficienţei energetice şi ale măsurilor axate pe cerere analizate în evaluările comună şi naţională ale riscurilor", elaborat în conformitate cu articolul 9 şi, urmare a consultării întreprinderilor din sectorul gazelor naturale, a organizaţiilor relevante care reprezintă interesele clienţilor casnici şi industriali de gaze, a producătorilor de energie electrică şi a operatorului de transport şi de sistem de energie electrică.
     În conformitate cu articolul 102 literele l) şi o) din Legea energiei electrice şi a gazelor naturale nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare, Ministerul Energiei exercită calitatea de autoritate competentă în baza Regulamentului şi, în această calitate, elaborează Planul de acţiuni preventive privind măsurile de garantare a securităţii aprovizionării cu gaze naturale, conform prevederilor Regulamentului.
     În acest sens, a fost elaborat Planul de acţiuni preventive care îndeplineşte cerinţele din Regulamentul (UE) nr.2017/1938 realizat în conformitate cu prevederile din articolul 9 şi Anexa VI din Regulament şi legislaţia naţională în vigoare şi cuprinzând următoarele:
        ● descrierea sistemului de gaze naturale din România;
        ● descrierea consolidată a reţelei regionale de gaze naturale pentru fiecare grup de risc la care participă România;
        ● rezultatele relevante ale evaluării comune şi a evaluării naţionale a riscurilor efectuate în conformitate cu prevederile articolului 7 din Regulament, care includ lista scenariilor evaluate şi o descriere a ipotezelor aplicate pentru fiecare scenariu, precum şi riscurile identificate şi concluziile evaluării riscurilor;
        ● descrierea modului de conformare cu standardul privind infrastructura, incluzând calcularea formulei N-1 nivel naţional, principalele valori utilizate pentru formula N-1, opţiunile alternative de conformare cu acest standard şi capacităţile bidirecţionale existente;
        ● descrierea măsurilor adoptate în scopul conformării cu standardul de furnizare, incluzând definiţia clienţilor protejaţi, categoriile de clienţi vizate şi consumul lor anual de gaze (per categorie, valoare netă şi procentaj din consumul final anual naţional de gaze), volumele de gaze necesare, capacităţile necesare şi măsurile în vigoare pentru a se conforma;
        ● descrierea măsurilor preventive existente sau care urmează a fi adoptate, incluzând o descriere a dimensiunii lor naţionale şi regionale, impactul lor economic şi asupra clienţilor, precum şi alte măsuri şi obligaţii care au fost impuse întreprinderilor din sectorul gazelor naturale, întreprinderilor din domeniul energiei electrice, dacă este cazul, şi altor organisme relevante care pot avea un impact asupra siguranţei furnizării de gaze, cum ar fi obligaţiile referitoare la funcţionarea sigură a reţelei de gaze;
        ● descrierea viitoarelor proiecte de infrastructură, inclusiv proiectele de interes comun;
        ● obligaţiile de serviciu public legate de siguranţa furnizării;
        ● consultările cu părţile interesate;
        ● dimensiunea regională, incluzând calcularea formulei N-1 la nivelul fiecărui grup de risc la care participă România şi mecanismele dezvoltate pentru cooperare între Statele Membre.


    2. DESCRIEREA SISTEMULUI DE GAZE NATURALE DIN ROMÂNIA
    2.1. Descrierea funcţionării reţelei de gaze naturale din România
    2.1.1. Descrierea Sistemului Naţional de Transport gaze naturale
        Sistemul Naţional de Transport (SNT), prezentat în Figura 1, a fost conceput ca un sistem radial- inelar interconectat şi este reprezentat de ansamblul de conducte magistrale, precum şi de instalaţiile, echipamentele şi dotările aferente. Transportul gazelor naturale este asigurat printr-o reţea de 13.967 km de conducte şi racorduri de alimentare cu gaze naturale cu diametre cuprinse între 50 mm şi 1.200 mm, la presiuni cuprinse între 6 bar şi 63 bar, prin care se asigură preluarea gazelor naturale extrase din perimetrele de producţie sau a celor provenite din import şi transportul acestora în vederea livrării către participanţii de pe piaţa internă de gaze naturale, export, transport internaţional etc.
 (a se vedea imaginea asociată)
        Figura 1. Harta Sistemului Naţional de Transport Gaze Naturale*1)
        *1) sursa: Transgaz - Planul de Dezvoltare a Sistemului Naţional de Transport gaze naturale 2024 - 2033 https://www.transgaz.ro/sites/default/files/PDSNT%202024-2033.pdf
        Principalele componente ale Sistemului Naţional de Transport gaze naturale la 31.10.2024 sunt prezentate în Tabelul 1.
        Tabel 1. Infrastructura existentă a SNT *2)
        *2) Transgaz - SNT


┌────────────────┬─────────────────────┐
│Componentele SNT│Valoare/ UM          │
├────────────────┼─────────────────────┤
│Conducte        │13.967 km din care   │
│magistrale de   │183,5 km conducte de │
│transport şi    │transport            │
│racorduri de    │internaţional        │
│alimentare cu   │(Tranzit III) şi 482 │
│gaze naturale,  │km BRUA              │
│din care:       │                     │
├────────────────┼─────────────────────┤
│Numărul         │                     │
│staţiilor de    │1.178                │
│reglare măsurare│(1.284 direcţii      │
│(SRM) în        │măsurare)            │
│exploatare:     │                     │
├────────────────┼─────────────────────┤
│                │8 staţii de          │
│                │comprimare (STC      │
│Numărul         │Şinca, STC Oneşti,   │
│staţiilor de    │STC Siliştea, STC    │
│comprimare      │Jupa, STC Podişor,   │
│(SCG):          │STC Bibeşti, STC     │
│                │Oneşti M, StC        │
│                │Gherăeşti)           │
├────────────────┼─────────────────────┤
│Numărul         │                     │
│staţiilor de    │                     │
│comandă vane    │59 staţii de comandă │
│(SCV) şi/sau a  │vane/noduri          │
│nodurilor       │tehnologice          │
│tehnologice     │                     │
│(NT):           │                     │
├────────────────┼─────────────────────┤
│Numărul         │                     │
│staţiilor de    │                     │
│măsurare a      │                     │
│gazelor din     │                     │
│import/export   │                     │
│(SMG) (Giurgiu, │7 staţii de măsurare │
│Medieşu Aurit,  │a gazelor din import │
│Isaccea I,      │                     │
│Isaccea fost T1,│                     │
│Isaccea fost T2,│                     │
│Negru Vodă fost │                     │
│T1, Negru Voda  │                     │
│fost T2):       │                     │
├────────────────┼─────────────────────┤
│Numărul         │                     │
│staţiilor de    │                     │
│măsurare        │                     │
│amplasate pe    │                     │
│conductele de   │                     │
│transport       │2 staţii de măsurare │
│internaţional   │                     │
│gaze (SMG) (    │                     │
│Isaccea Tranzit │                     │
│III, Negru Vodă │                     │
│III):           │                     │
├────────────────┼─────────────────────┤
│Numărul         │                     │
│staţiilor de    │1078 staţii de       │
│protecţie       │protecţie catodică   │
│catodică (SPC): │                     │
├────────────────┼─────────────────────┤
│Numărul         │                     │
│staţiilor de    │1085 staţii de       │
│odorizare gaze  │odorizare gaze       │
│(SOG):          │                     │
├────────────────┼─────────────────────┤
│Diametrul       │între 50 mm şi 1200  │
│conductelor:    │mm                   │
├────────────────┼─────────────────────┤
│Presiunea de    │între 6 bar şi 63 bar│
│operare:        │                     │
├────────────────┴─────────────────────┤
│Interconectări ale SNT cu alte sisteme│
│de transport/operatorii sistemelor    │
│adiacente:                            │
├────────────────┬─────────────────────┤
│                │11 puncte fizice de  │
│                │interconectare, după │
│                │cum urmează:         │
│                │• Csanadpalota/FGSZ  │
│                │Ltd. (HU);           │
│                │• Negru Vodă I/      │
│                │Kardam,              │
│                │Bulgartransgaz EAD   │
│                │(BG);                │
│                │• Negru Vodă II/     │
│                │Kardam,Bulgartransgaz│
│                │EAD (BG);            │
│                │• Negru Vodă III/    │
│                │Kardam,              │
│Numărul total al│Bulgartransgaz EAD   │
│punctelor de    │(BG);                │
│interconectare: │• Medieşu Aurit      │
│                │Import/GTSOU (UA);   │
│                │• Isaccea I/Orlovka, │
│                │GTSOU (UA);          │
│                │• Isaccea II/Orlovka,│
│                │GTSOU (UA);          │
│                │• Isaccea III/       │
│                │Orlovka, GTSOU (UA); │
│                │• Isaccea Import/    │
│                │GTSOU (UA);          │
│                │• Ungheni/           │
│                │Vestmoldtransgaz     │
│                │(MD);                │
│                │• Ruse-Giurgiu       │
│                │(BG-RO, RO-BG).      │
├────────────────┴─────────────────────┤
│Interconectări ale SNT cu terminale   │
│GNL/operatorii sistemelor adiacente:  │
├────────────────┬─────────────────────┤
│                │Nu este cazul.       │
├────────────────┴─────────────────────┤
│Interconectări ale SNT cu facilităţile│
│de înmagazinare/operatorii sistemelor │
│adiacente:                            │
├────────────────┬─────────────────────┤
│                │6 puncte fizice de   │
│                │intrare/ieşire       │
│                │conectate la         │
│                │facilităţile de      │
│                │înmagazinare, după   │
│                │cum urmează:         │
│                │• Sărmăşel/Filiala de│
│                │Înmagazinare gaze    │
│                │naturale DEPOGAZ     │
│                │Ploieşti S.R.L.;     │
│                │• Bălăceanca/Filiala │
│                │de Înmagazinare gaze │
│Numărul total al│naturale DEPOGAZ     │
│punctelor de    │Ploieşti S.R.L.;     │
│intrare/ieşire: │• Butimanu/Filiala de│
│                │Înmagazinare gaze    │
│                │naturale DEPOGAZ     │
│                │Ploieşti S.R.L.;     │
│                │• Gherceşti/Filiala  │
│                │de Înmagazinare gaze │
│                │naturale DEPOGAZ     │
│                │Ploieşti S.R.L.;     │
│                │• Urziceni/Filiala de│
│                │Înmagazinare gaze    │
│                │naturale DEPOGAZ     │
│                │Ploieşti S.R.L.;     │
│                │• Tg. Mureş/Depomureş│
│                │S.A..                │
├────────────────┼─────────────────────┤
│                │Aceste puncte fizice │
│                │de intrare/ieşire nu │
│                │sunt operate de      │
│                │Operatorul de        │
│                │Transport şi de      │
│                │Sistem (OTS).        │
├────────────────┴─────────────────────┤
│Interconectări ale SNT cu facilităţile│
│de producţie/producătorii:            │
├────────────────┬─────────────────────┤
│                │110 puncte fizice de │
│                │intrare, după cum    │
│                │urmează:             │
│                │• 68 puncte de       │
│                │intrare/S.N.G.N.     │
│                │Romgaz S.A.;         │
│                │• 25 puncte de       │
│                │intrare/OMV Petrom   │
│                │S.A.;                │
│                │• 10 puncte de       │
│                │intrare/Amromco      │
│                │Energy S.R.L.;       │
│                │• 1 punct de intrare/│
│Numărul total al│Raffles Energy       │
│punctelor de    │S.R.L.;              │
│intrare:        │• 1 punct de intrare/│
│                │Stratum Energy       │
│                │Romania LLC;         │
│                │• 1 punct de intrare/│
│                │Serinus Energy       │
│                │Romania S.A.         │
│                │• 1 punct de intrare/│
│                │Black Sea Oil&Gas SA;│
│                │• 1 punct de intrare/│
│                │Gaz Plus, Petro      │
│                │Ventures Resources   │
│                │• 1 punct de intrare/│
│                │Dacian Petroleum SA. │
│                │• 1 punct de intrare/│
│                │Foraj Sonde          │
├────────────────┼─────────────────────┤
│                │Aceste puncte de     │
│                │intrare nu sunt      │
│                │operate de OTS.      │
├────────────────┴─────────────────────┤
│Interconectări ale SNT cu sistemele de│
│distribuţie/operatorii sistemelor de  │
│distribuţie:                          │
├────────────────┬─────────────────────┤
│Numărul total al│916 puncte fizice de │
│punctelor de    │ieşire/29 operatori  │
│ieşire:         │de sisteme de        │
│                │distribuţie.         │
├────────────────┼─────────────────────┤
│                │Aceste puncte fizice │
│                │de ieşire sunt       │
│                │operate de OTS.      │
├────────────────┴─────────────────────┤
│Interconectări ale SNT cu consumatorii│
│direcţi/tip consumator direct:        │
├────────────────┬─────────────────────┤
│                │235 puncte fizice de │
│                │ieşire, după cum     │
│                │urmează:             │
│                │• 17 centrale        │
│Numărul total al│electrice pe gaze;   │
│punctelor de    │• 18 combinate       │
│ieşire:         │industriale;         │
│                │• 176 consumatori    │
│                │comerciali;          │
│                │• 24 consumatori     │
│                │rezidenţiali.        │
├────────────────┼─────────────────────┤
│                │Aceste puncte fizice │
│                │de ieşire sunt       │
│                │operate de OTS.      │
├────────────────┴─────────────────────┤
│Interconectări între facilităţile de  │
│producţie cu sistemele de distribuţie:│
├────────────────┬─────────────────────┤
│Numărul total al│• 71 puncte fizice de│
│punctelor de    │intrare/ieşire pentru│
│intrare/ieşire: │livrările directe de │
│                │gaze naturale.       │
├────────────────┼─────────────────────┤
│                │Aceste puncte fizice │
│                │de intrare/ieşire    │
│                │sunt operate de OTS. │
└────────────────┴─────────────────────┘


    2.1.2. Operatorul Naţional de Transport şi de Sistem*3)
        *3) Transgaz, PDSNT 2024-2033
        SNTGN Transgaz SA este operatorul tehnic al Sistemului Naţional de Transport (SNT) gaze naturale şi asigură îndeplinirea în condiţii de eficienţă, transparenţă, siguranţă, acces nediscriminatoriu şi competitivitate a strategiei naţionale privind transportul intern şi internaţional al gazelor naturale, dispecerizarea gazelor naturale, precum şi cercetarea şi proiectarea în domeniul specific activităţii sale, cu respectarea cerinţelor legislaţiei europene şi naţionale, a standardelor de calitate, performanţă, mediu şi dezvoltare durabilă.
     Societatea Naţională de Transport Gaze Naturale TRANSGAZ SA, înfiinţată în baza Hotărârii de Guvern nr. 334/ 2000 privind reorganizare Societăţii Naţionale de Gaze Naturale <<Romgaz>> - S.A., cu modificările şi completările ulterioare, desfăşoară următoarele activităţi:
    - Transportul gazelor naturale - activitate reglementată de monopol, cu tarife stabilite în baza metodologiei emise de Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei;

        Dispecerizarea gazelor, cercetarea şi proiectarea în domeniul transportului gazelor naturale.
        Transgaz S.A. operează sistemul de transport de gaze naturale din România, în baza normelor privind modelul ISO, ca operator independent de sistem, în baza Licenţei de operare a sistemului de transport gaze naturale nr. 1933/20.12.2013, emisă de Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei (ANRE), valabilă până la data de 08iulie2032.
     Activitatea de transport gaze naturale se desfăşoară în baza Acordului de concesiune al conductelor, instalaţiilor, echipamentelor şi dotărilor aferente SNT, aflate în domeniul public al statului român, încheiat cu Autoritatea Naţională de Reglementare în Domeniul Minier, Petrolier şi al Stocării Geologice a Dioxidului de Carbon (ANRMPSG), ca reprezentantul statului român, aprobat prin Hotărârea Guvernului nr. 668/ 2002 privind aprobarea acordului de concesiune a conductelor magistrale, instalaţiilor, echipamentelor şi dotărilor aferente Sistemului naţional de transport al gazelor naturale şi a activităţii de operare a Sistemului naţional de transport al gazelor naturale, încheiat între Agenţia Naţională pentru Resurse Minerale şi Societatea Naţională de Transport Gaze Naturale Transgaz - S.A. Mediaş, cu modificările şi completările ulterioare (publicat în Monitorul Oficial nr. 486/8 iulie 2002), valabil până în 2032..

    2.1.3. Sistemele de distribuţie gaze naturale
        Sistemul de distribuţie a gazelor naturale este format din conducte de distribuţie a gazelor naturale şi racordurile aferente acestora, în lungime totală de peste 58.594 km, operate de 27 de societăţi de distribuţie a gazelor naturale, doi dintre aceştia acoperind majoritatea lungimii sistemului de distribuţie a gazelor naturale, Distrigaz Sud Reţele SRL şi Delgaz Grid.
        DELGAZ GRID SA, deţinută de E.ON ROMÂNIA SA*4)
        *4) Delgaz Grid https://delgaz.ro/gaze-naturale
    – >50% deţinut de E.ON ROMÂNIA SRL;
    – lungimea reţelei de distribuţie: -24.000 km;
    – clienţi: ~1.800.000.
 (a se vedea imaginea asociată)
        Figura 2. Reţeaua de distribuţie a gazelor naturale care acoperă judeţele din partea de nord a României

        DISTRIGAZ SUD REŢELE SRL, deţinută de ENGIE România SA*5)
        *5) Distrigaz Sud Reţele, https://www.distrigazsud-reţele.ro/profil-companie/
    – 99.97% deţinut de Engie România;
    – lungimea reţelei de distribuţie: - 22.000 km;
    – clienţi: - 2.000.000
 (a se vedea imaginea asociată)
        Figura 3. Reţeaua de distribuţie a gazelor naturale care acoperă judeţele din partea de sud a României


    2.1.4. Înmagazinarea subterană a gazelor naturale în România
        Înmagazinarea subterană a gazelor naturale are un rol major în asigurarea siguranţei în aprovizionarea cu gaze naturale, facilitând echilibrarea dintre consum şi sursele de gaze (producţie internă şi importuri). Capacitatea de înmagazinare subterană a gazelor naturale este asigurată în România prin intermediul a 6 depozite de înmagazinare subterană a gazelor naturale, cu o capacitate activă totală de 33,863 TWh pe ciclu de înmagazinare*6), respectiv o capacitate de injecţie de 267,750 GWh/zi şi o capacitate de extracţie de 341,44 GWh/zi, ale căror caracteristici tehnice sunt prezentate în Tabelul 2.
        *6) AGSI, https://agsi.gie.eu/

        În prezent, pe piaţa de înmagazinare din România sunt activi doi operatori de sistem de înmagazinare:
        ● Filiala de Înmagazinare Gaze Naturale DEPOGAZ Ploieşti S.R.L.*7), filială a S.N.G.N. Romgaz S.A., care deţine licenţă pentru operarea a 5 depozite de înmagazinare subterană a gazelor naturale, a căror capacitate activă cumulată este de 30,709 TWh pe ciclu respectiv 90,54% din capacitatea totală de înmagazinare;
        *7) Depogaz, https://www.depogazploiesti.ro/ro/activitate/înmagazinare

        ● DEPOMUREŞ S.A.*8), care operează depozitul de înmagazinare subterană a gazelor naturale Târgu Mureş, cu o capacitate activă de 3,154 TWh pe ciclu de înmagazinare care reprezintă 9,5% din capacitatea totală de înmagazinare.
        *8) Depomureş, http://www.depomures.ro/despre_depozit.php


        Tabel 2. Caracteristicile tehnice ale depozitelor de înmagazinare subterană a gazelor naturale

┌────────────┬───────────┬────────────┬──────────────┬──────────────┐
│            │           │Capacitatea │Capacitate de │Capacitate de │
│Operator    │           │activă      │injecţie      │extracţie     │
│sistem de   │Depozit    ├─────┬──────┼──────┬───────┼──────┬───────┤
│înmagazinare│           │mil. │TWh/  │mil.  │       │mil.  │       │
│            │           │mc/  │ciclu │mc/zi │GWh/ zi│mc/zi │GWh/ zi│
│            │           │ciclu│      │      │       │      │       │
├────────────┼───────────┼─────┼──────┼──────┼───────┼──────┼───────┤
│            │Bilciureşti│1.310│14,017│10,000│107,000│14,000│149,800│
│Filiala de  ├───────────┼─────┼──────┼──────┼───────┼──────┼───────┤
│Înmagazinare│Sărmăşel   │900  │9,630 │6,500 │69,550 │7,500 │80,250 │
│Gaze        ├───────────┼─────┼──────┼──────┼───────┼──────┼───────┤
│Naturale    │Urziceni   │360  │3,852 │3,000 │32,100 │4,500 │48,150 │
│DEPOGAZ     ├───────────┼─────┼──────┼──────┼───────┼──────┼───────┤
│Ploieşti    │Gherceşti  │250  │2,675 │2,000 │21,400 │2,000 │21,400 │
│S.R.L.      ├───────────┼─────┼──────┼──────┼───────┼──────┼───────┤
│            │Bălăceanca │50   │0,535 │1,000 │10,700 │1,200 │12,840 │
├────────────┼───────────┼─────┼──────┼──────┼───────┼──────┼───────┤
│DEPOMUREŞ   │Târgu Mureş│300  │3,154 │2,600 │27,000 │2,800 │29,000 │
│S.A.        │           │     │      │      │       │      │       │
├────────────┼───────────┼─────┼──────┼──────┼───────┼──────┼───────┤
│TOTAL       │           │3.170│33,863│25,100│267,750│32,000│341,44 │
└────────────┴───────────┴─────┴──────┴──────┴───────┴──────┴───────┘


    Regulamentul (UE) 2022/1032 al Parlamentului European şi al Consiliului din 29 iunie 2022 de modificare a Regulamentelor (UE) 2017/1938 şi (CE) nr. 715/2009 în ceea ce priveşte înmagazinarea gazelor prevede măsuri privind nivelul de umplere a instalaţiilor subterane de stocare a gazelor pentru a garanta securitatea aprovizionării cu gaze pentru sezonul de iarnă. Prin urmare, instalaţiile subterane de stocare a gazelor trebuie umplute la cel puţin 90 % din capacitate înainte de începerea următoarelor perioade de iarnă.
        Conform acestei prevederi, pentru sezonul de iarnă 2023-2024, volumul minim de gaze naturale ce trebuie stocat în depozitele subterane este de 2,853 mld. m.c., reprezentând 90% din capacitatea totală.*9)
        *9) Regulamentul (UE) 2022/1032 al Parlamentului European şi al Consiliului din 29 iunie 2022 de modificare a Regulamentelor (UE) 2017/1938 şi (CE) nr. 715/2009 în ceea ce priveşte înmagazinarea gazelor https://eur-lex.europa.eu/legal-content/R0/TXT/PDF/?uri=CELEX:32022R1032&qid=1741851935713

        În data de 7 noiembrie 2023, volumul înmagazinat în depozitele subterane a fost de 3.272,0 mld mc (~35.0104 TWh, PCS 10.7 kWh/mc), reprezentând 103.21% din capacitatea totală.
        În data de 16 octombrie 2024, volumul înmagazinat în depozitele subterane a fost de 3.280,2 mld mc (~35.0981 TWh, PCS 10.7 kWh/mc), reprezentând 103.47% din capacitatea totală.

    2.1.5. Identificarea infrastructurilor-cheie relevante pentru siguranţa furnizării
        Structura fizică a SNT gaze naturale oferă posibilitatea identificării şi constituirii unor culoare de transport gaze naturale care să răspundă atât necesităţilor privind asigurarea alimentării cu gaze naturale a diferitelor zone de consum din ţară, cât şi necesităţilor privind tranzitul prin sistemul românesc a unor cantităţi de gaze naturale între sistemele ţărilor vecine, ca o cerinţă impusă de liberalizarea pieţelor gazelor naturale şi de reglementările europene.
        SNT gaze naturale din România este format în principal din culoare de transport şi o reţea de transport gaze naturale care, deşi extinsă şi complexă, a fost concepută într-o perioadă în care accentul se punea pe aprovizionarea cu gaze naturale a marilor consumatori industriali, reţea, care urmează un proces continuu de dezvoltare realizat prin implementarea proiectelor de investiţii incluse în Planul de dezvoltare a Sistemului Naţional de Transport gaze naturale pe 10 ani al Transgaz SA.
        La identificarea proiectelor necesar a fi dezvoltate în SNT gaze naturale sunt luate în considerare principalele cerinţe pe care aceste proiecte trebuie să le asigure în dinamica actuală a pieţei regionale de gaze naturale.
        Dezvoltările menţionate mai sus sunt coroborate cu dezvoltarea sistemului de înmagazinare care are un rol complementar în susţinerea securităţii, stabilităţii, optimizării şi flexibilizării SNT gaze naturale.


    2.2. Consumul de gaze naturale în România
        Consumul de gaze naturale este acoperit de gaze naturale din producţia internă, precum şi de gaze naturale din import.
        La calcularea cantităţilor livrate spre consum s-au luat în considerare şi schimburile efectuate între surse, respectiv între sursele curente (producţie internă/ import) şi cele din depozitele de înmagazinare subterană (import/ producţie internă).
        Tabelul 3. prezintă consumul final anual total de gaze pentru anii 2019-2023, din care rezultă că consumul total de gaze naturale înregistrat în anul 2023 a înregistrat o scădere de circa 7,83% faţă de 2022.*10)
        *10) ANRE, Rapoarte lunare de monitorizare a pieţei gazelor naturale, https://anre.ro/despre/rapoarte/

        Tabel 3. Consumul final anual total de gaze

┌──────────┬───────────────────────────────────────────────────────────────────────────────┐
│          │Total surse consumate [MWh]                                                    │
│Lună      ├───────────────┬───────────────┬───────────────┬───────────────┬───────────────┤
│          │2019           │2020           │2021           │2022           │2023           │
├──────────┼───────────────┼───────────────┼───────────────┼───────────────┼───────────────┤
│ianuarie  │19.671.283.959 │18.947.683.915 │17.643.686.837 │17.060.025.026 │13.855.755.568 │
├──────────┼───────────────┼───────────────┼───────────────┼───────────────┼───────────────┤
│februarie │15.488.098.159 │14.971.751.090 │15.652.272.514 │13.446.664.160 │13.982.847.176 │
├──────────┼───────────────┼───────────────┼───────────────┼───────────────┼───────────────┤
│martie    │12.433.765.234 │12.451.054.849 │15.836.152.444 │13.298.049.759 │10.884.218.598 │
├──────────┼───────────────┼───────────────┼───────────────┼───────────────┼───────────────┤
│aprilie   │9.013.113.679  │8.464.735.591  │11.270.293.089 │7.812.981.273  │8.094.542.749  │
├──────────┼───────────────┼───────────────┼───────────────┼───────────────┼───────────────┤
│mai       │6.153.932.435  │6.492.926.496  │6.625.540.472  │6.166.186.422  │5.099.894.392  │
├──────────┼───────────────┼───────────────┼───────────────┼───────────────┼───────────────┤
│iunie     │3.994.919.980  │6.083.749.307  │5.659.812.706  │5.272.722.980  │3.850.225.001  │
├──────────┼───────────────┼───────────────┼───────────────┼───────────────┼───────────────┤
│iulie     │5.339.229.185  │6.591.717.988  │5.523.420.495  │4.903.597.279  │4.573.913.288  │
├──────────┼───────────────┼───────────────┼───────────────┼───────────────┼───────────────┤
│august    │5.921.481.970  │6.644.763.267  │5.465.873.381  │4.684.573.994  │4.373.022.375  │
├──────────┼───────────────┼───────────────┼───────────────┼───────────────┼───────────────┤
│septembrie│6.442.337.349  │6.786.077.472  │6.238.005.191  │5.326.638.052  │4.711.613.397  │
├──────────┼───────────────┼───────────────┼───────────────┼───────────────┼───────────────┤
│octombrie │9.260.324.177  │8.478.189.686  │10.265.057.544 │6.829.549.364  │6.687.407.381  │
├──────────┼───────────────┼───────────────┼───────────────┼───────────────┼───────────────┤
│noiembrie │11.408.053.375 │14.448.764.748 │12.920.458.504 │10.327.336.851 │11.582.267.805 │
├──────────┼───────────────┼───────────────┼───────────────┼───────────────┼───────────────┤
│decembrie │15.607.517.250 │16.766.679.029 │16.491.695.497 │14.016.127.224 │14.897.462,168 │
├──────────┼───────────────┼───────────────┼───────────────┼───────────────┼───────────────┤
│TOTAL     │120.734.056.752│127.128.093.438│129.592.268.674│109.144.452.384│102.593.169.898│
└──────────┴───────────────┴───────────────┴───────────────┴───────────────┴───────────────┘


        De menţionat că pentru perioada ianuarie - iulie 2018, sursele totale consumate se determină prin însumarea producţiei interne din luna respectivă cu importul livrat spre consum în aceeaşi lună, aceste valori fiind ulterior coroborate cu deficitul/excedentul Transgaz SA, specificate la pagina 7 din Raportul de monitorizare a pieţei de gaze naturale pentru luna respectivă. Pentru perioada august 2018 - octombrie 2020, sursele totale consumate sunt precizate în mod explicit la pagina 6 din Raportul de monitorizare a pieţei de gaze naturale pentru luna respectivă, acesta incluzând deficitul /excedentul Transgaz SA.
        În conformitate cu prevederile articolului 3 din Regulamentul 2022/1369 privind măsuri coordonate de reducere a cererii de gaze, "Statele membre depun toate eforturile pentru a-şi reduce consumul de gaze în perioada 1 august 2022-31 martie 2023 cu cel puţin 15 % comparativ cu consumul lor mediu de gaze înregistrat în perioada 1 august-31 martie în cursul ultimilor cinci ani consecutivi anteriori datei intrării în vigoare a prezentului regulament ("reducerea voluntară a cererii").".
        În perioada august 2022 - martie 2023, consumul de gaze naturale din România a fost redus cu 19,90%, prin măsuri voluntare, după cum urmează*11):
        *11) Eurostat,https://ec.europa.eu/eurostat/databrowser/view/NRG_CB_GASM custom_5028797/default/table?lang=en

        Tabel 4. Consumul de gaze naturale în perioada august 2022 - martie 2023

┌──────────┬─────────┬─────────┬─────────┬─────────┬─────────┬─────────┬─────────┬──────────┬─────────┐
│          │         │         │         │         │         │         │         │(2022/    │reducere │
│          │         │         │         │         │         │medie 5  │         │media de  │faţă de  │
│          │2017-2018│2018-2019│2019-2020│2020-2021│2021-2022│ani      │2022-2023│referinţă)│perioada │
│          │         │         │         │         │         │referinţă│         │%         │de       │
│          │         │         │         │         │         │         │         │          │referinţă│
├──────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┼─────────┤
│august    │691.00   │565.00   │533.00   │614.00   │508.00   │582.20   │341.00   │58.57     │41.43    │
├──────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┼─────────┤
│septembrie│712.00   │612.00   │592.00   │634.00   │579.00   │625.80   │402.00   │64.24     │35.76    │
├──────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┼─────────┤
│octombrie │954.00   │843.00   │851.00   │789.00   │956.00   │878.60   │542.00   │61.69     │38.31    │
├──────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┼─────────┤
│noiembrie │1235.00  │1309.00  │1052.00  │1351.00  │1209.00  │1231.20  │965.00   │78.38     │21.62    │
├──────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┼─────────┤
│decembrie │1446.00  │1761.00  │1452.00  │1562.00  │1543.00  │1552.80  │1309.00  │84.30     │15.70    │
├──────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┼─────────┤
│ianuarie  │1295.00  │1860.00  │1772.00  │1650.00  │1591.00  │1633.60  │1295.00  │79.27     │20.73    │
├──────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┼─────────┤
│februarie │1833.00  │1445.00  │1397.00  │1458.00  │1263.00  │1479.20  │1300.00  │87.89     │12.11    │
├──────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┼─────────┤
│martie    │1476.00  │1162.00  │1158.00  │1472.00  │1247.00  │1303.00  │1004.00  │77.05     │22.95    │
├──────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┼─────────┤
│Total     │9642.00  │9557.00  │8807.00  │9530.00  │8896.00  │9286.40  │7438.00  │80.10     │19.90    │
└──────────┴─────────┴─────────┴─────────┴─────────┴─────────┴─────────┴─────────┴──────────┴─────────┘


        consum realizat aug 22-mart 2023 - 7.438,00 mil mc
        media de referinţă aug-mart - 9.286,40 mil mc
        aug 22-mart 23 / media de referinţă aug-mart (%) - 80,10
        reducere aug 22-mart 23 fata de referinţă aug-mart(%) - 19,90
     În conformitate cu prevederile articolului 3 din Regulamentul 2023/706 de modificare a Regulamentului (UE) 2022/1369 în ceea ce priveşte prelungirea perioadei de reducere a cererii pentru măsurile de reducere a cererii de gaze şi consolidarea raportării şi a monitorizării punerii în aplicare a acestora, " Statele membre depun toate eforturile pentru a-şi reduce consumul de gaze în perioada 1 aprilie 2023-31 martie 2024 cu cel puţin 15 % comparativ cu consumul lor mediu de gaze înregistrat în perioada 1 aprilie 2017-31 martie 2022 (denumită în continuare "reducere voluntară a cererii").". În perioada aprilie 2023 - martie 2024, consumul de gaze naturale din România a fost redus cu 17,38%, prin măsuri voluntare, după cum urmează*12):
        *12) Eurostat, https://ec.europa.eu/eurostat/databrowser/view/NRG_CB_GASM/default/table?lang=en

        Tabel 5. Consumul de gaze naturale în perioada aprilie 2023 - martie 2024

┌──────────┬─────────┬─────────┬─────────┬─────────┬─────────┬─────────┬────────┬──────────┬─────────┐
│          │         │         │         │         │         │         │        │%         │reducere │
│          │         │         │         │         │         │medie 5  │        │(2023-2024│faţă de  │
│          │2017-2018│2018-2019│2019-2020│2020-2021│2021-2022│ani      │20232024│/ media de│perioada │
│          │         │         │         │         │         │referinţă│        │referinţă)│de       │
│          │         │         │         │         │         │         │        │          │referinţă│
├──────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼────────┼──────────┼─────────┤
│aprilie   │886.00   │632.00   │844.00   │787.00   │1039.00  │837.60   │754.00  │90.02     │9.98     │
├──────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼────────┼──────────┼─────────┤
│mai       │692.00   │556.00   │577.00   │601.00   │616.00   │608.40   │473.00  │77.74     │22.26    │
├──────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼────────┼──────────┼─────────┤
│iunie     │751.00   │557.00   │373.00   │561.00   │526.00   │553.60   │357.00  │64.49     │35.51    │
├──────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼────────┼──────────┼─────────┤
│iulie     │661.00   │533.00   │499.00   │609.00   │513.00   │563.00   │423.00  │75.13     │24.87    │
├──────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼────────┼──────────┼─────────┤
│august    │691.00   │565.00   │533.00   │614.00   │508.00   │582.20   │407.00  │69.91     │30.09    │
├──────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼────────┼──────────┼─────────┤
│septembrie│712.00   │612.00   │592.00   │634.00   │579.00   │625.80   │441.00  │70.47     │29.53    │
├──────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼────────┼──────────┼─────────┤
│octombrie │954.00   │843.00   │851.00   │789.00   │956.00   │878.60   │629.00  │71.59     │28.41    │
├──────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼────────┼──────────┼─────────┤
│noiembrie │1235.00  │1309.00  │1052.00  │1351.00  │1209.00  │1231.20  │1089.00 │88.45     │11.55    │
├──────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼────────┼──────────┼─────────┤
│decembrie │1446.00  │1761.00  │1452.00  │1562.00  │1543.00  │1552.80  │1398.00 │90.03     │9.97     │
├──────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼────────┼──────────┼─────────┤
│ianuarie  │1295.00  │1860.00  │1772.00  │1650.00  │1591.00  │1633.60  │1560.00 │95.49     │4.51     │
├──────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼────────┼──────────┼─────────┤
│februarie │1833.00  │1445.00  │1397.00  │1458.00  │1263.00  │1479.20  │1149.00 │77.68     │22.32    │
├──────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼────────┼──────────┼─────────┤
│martie    │1476.00  │1162.00  │1158.00  │1472.00  │1247.00  │1303.00  │1110.00 │85.19     │14.81    │
├──────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼────────┼──────────┼─────────┤
│Total     │12632.00 │11835.00 │11100.00 │12088.00 │11590.00 │11849.00 │9790.00 │82.62     │17.38    │
└──────────┴─────────┴─────────┴─────────┴─────────┴─────────┴─────────┴────────┴──────────┴─────────┘


        consum realizat apr 23-mar 24 - 9.790,00 mil mc
        media de referinţă apr-mar - 11.849,80 mil mc
        apr23 - mar24 / media de referinţă apr-mar (%) - 82,62
        reducere apr23 - mar24 fata de referinţă apr-mar (%) - 17.38
        Tabelul 6. prezintă structura consumului total de gaze naturale pe tipuri de clienţi, asigurat de furnizori, la nivelul lunii decembrie 2022 şi permite următoarele observaţii:
        ● consumul total de gaze naturale înregistrat în 2023 a fost de aproximativ 102,46 TWh, înregistrând o scădere de 6,51% în 2023 faţă de 2022*13)
        *13) ANRE, Raport anual 2023, pag. 317, https://anre.ro/despre/rapoarte/

        ● exceptând consumurile specifice, consumul înregistrat a fost de aproximativ 94,83 TWh, din care aproximativ 60,81 TWh a reprezentat consumul noncasnic, iar 34,02 TWh consumul casnic;
        ● ponderea cantităţilor consumate de clienţii casnici din totalul consumului final este de 35,88%, iar a clienţilor noncasnici reprezintă 64,12%;
        ● deşi numărul clienţilor noncasnici reprezintă doar 4,80% din totalul clienţilor finali de gaze naturale, ponderea cantităţilor consumate de aceştia este de 64,12% din consumul final total.

        Tabel 6. Structura consumului total de gaze naturale pe tipuri de clienţi finali

┌──────────┬───────────┬───────┬──────┬───────┐
│          │           │Pondere│      │Pondere│
│Clienţi   │Număr      │în     │Consum│în     │
│finali    │clienţi    │total  │[TWh] │total  │
│          │(contracte)│clienţi│      │consum │
│          │           │[%]    │      │[%]    │
├──────────┼───────────┼───────┼──────┼───────┤
│Clienţi   │4.390.628  │95,20  │34,02 │35,88  │
│casnici   │           │       │      │       │
├──────────┼───────────┼───────┼──────┼───────┤
│Clienţi   │221.172    │4,80   │60,81 │64,12  │
│noncasnici│           │       │      │       │
├──────────┼───────────┼───────┼──────┼───────┤
│TOTAL     │4.611.80   │100    │94,83 │100    │
└──────────┴───────────┴───────┴──────┴───────┘



    2.3. Producţia de gaze naturale în România
        Datorită rezervelor limitate de resurse de energie primară, producţia internă de energie primară în România a rămas practic constantă la o valoare de aproximativ 31-36 milioane tone echivalent petrol (tep). Fără contribuţia surselor de energie regenerabile, această valoare va scădea treptat în următorii ani.
        În Tabelul 7 se prezintă evoluţia producţiei de energie primară, pe tipuri de surse energetice, în România, în perioada 2014-2023:
        Tabel 7. Evoluţia producţiei de energie primară în România, pe tipuri de sursă*14)
        *14) INS, Buletine statistice de industrie, Bilanţul Energetic şi Structura Echipamentelor Energetice

┌────────────┬────────┬────────┬────────┬────────┬────────┬────────┬────────┬──────┬───────┬───────┐
│Surse       │        │        │        │        │        │        │        │      │       │       │
│primare de  │2014    │2015    │2016    │2017    │2018    │2019    │2020    │2021  │2022   │2023   │
│energie [mii│        │        │        │        │        │        │        │      │       │       │
│tep]        │        │        │        │        │        │        │        │      │       │       │
├────────────┼────────┼────────┼────────┼────────┼────────┼────────┼────────┼──────┼───────┼───────┤
│Surse totale│32.221,2│32.873,6│33.162  │34.291,4│34.585,1│35.264,1│28.473,6│36462 │33100,9│32897,7│
│din care:   │        │        │        │        │        │        │        │      │       │       │
├────────────┼────────┼────────┼────────┼────────┼────────┼────────┼────────┼──────┼───────┼───────┤
│Cărbune     │4.903   │5.235,2 │4.738,5 │5.164,7 │4.809,9 │4.330,3 │2.755,8 │4327  │3459,0 │2681,9 │
├────────────┼────────┼────────┼────────┼────────┼────────┼────────┼────────┼──────┼───────┼───────┤
│Gaze        │9.121,2 │8.722,1 │8.672,6 │9.282,1 │9.494   │10.194,9│8.124,9 │11,888│9394,4 │9616,7 │
│naturale    │        │        │        │        │        │        │        │      │       │       │
├────────────┼────────┼────────┼────────┼────────┼────────┼────────┼────────┼──────┼───────┼───────┤
│Petrol      │10.515,7│10.333,6│11.048,8│11.175,9│11.638  │12.003,3│9.104,5 │10,913│11629,2│10167,1│
├────────────┼────────┼────────┼────────┼────────┼────────┼────────┼────────┼──────┼───────┼───────┤
│Surse       │        │        │        │        │        │        │        │      │       │       │
│regenerabile│        │        │        │        │        │        │        │      │       │       │
│(hidro,     │5.106,1 │5.390   │5.504,7 │5.203,8 │5.294,4 │5.295,2 │5.052,4 │5106  │5427,2 │5884,4 │
│eoliene,    │        │        │        │        │        │        │        │      │       │       │
│solare)     │        │        │        │        │        │        │        │      │       │       │
├────────────┼────────┼────────┼────────┼────────┼────────┼────────┼────────┼──────┼───────┼───────┤
│Produse     │        │        │        │        │        │        │        │      │       │       │
│petroliere  │2.110,4 │2.690,2 │2.691,8 │2.985,8 │2.905,5 │2.955,3 │3.073,1 │4228  │3191,1 │4348,3 │
│importate   │        │        │        │        │        │        │        │      │       │       │
└────────────┴────────┴────────┴────────┴────────┴────────┴────────┴────────┴──────┴───────┴───────┘


        Producţia anuală de gaz natural a scăzut de la 387,34 TWh (36,2 miliarde de metri cubi în 1986 - anul cu vârf producţie, PCS=10,7 kWh/mc) la 97.823 TWh (~9,14 miliarde de metri cubi) în 2022.
        Conform datelor Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Minier, Petrolier şi al Stocării Geologice a Dioxidului de Carbon, situaţia resurselor geologice şi rezervelor a fost după cum urmează (2020):
    - resurse geologice: 726,8 miliarde metri cubi;
    – rezerve dovedite: 153,0 miliarde metri cubi. *15)
     *15) Anexa la Hotărârea Guvernului nr. 1.491/2024 pentru aprobarea Strategiei energetice a României 2025-2035, cu perspectiva anului 2050, pag. 31


        https://energie.gov.ro/wp-content/uploads/2022/08/Strategia-2030_DGJRI_AM_12.08.2022_MU_Clean_25.08.2022-1.pdf
        Tabelul 8. prezintă producţia internă de gaze naturale (producţie curentă şi înmagazinare) în România în perioada 2019-2023.
    Cantitatea de gaze naturale produsă în 2023 a fost de 99.242 TWh. Producţia internă de gaze naturale în anul 2023 (producţie curentă şi extrasă din depozit), care a intrat în consum, a înregistrat o creştere faţă de anul 2022 (1,45%), *16)
        *16) ANRE, Raport anual 2019, 2020, 2021, 2022, 2023 https://anre.ro/despre/rapoarte/

        Tabel 8. Producţia internă de gaze naturale în România

┌──────────┬───────────────────────────────────────────────────────────────────────────┐
│          │Producţia internă (MWh) (actuală)                                          │
│Lună      ├───────────────┬──────────────┬──────────────┬──────────────┬──────────────┤
│          │2019           │2020          │2021          │2022          │2023          │
├──────────┼───────────────┼──────────────┼──────────────┼──────────────┼──────────────┤
│ianuarie  │9.772.144,713  │9.435.118,711 │8.714.449,993 │8.139.185,340 │8.745.367,247 │
├──────────┼───────────────┼──────────────┼──────────────┼──────────────┼──────────────┤
│februarie │8.824.735,264  │8.646.266,842 │7.846.354,656 │7.397.308,182 │7.873.633,015 │
├──────────┼───────────────┼──────────────┼──────────────┼──────────────┼──────────────┤
│Martie    │9.446.772,235  │9.196.630,761 │8.668.995,633 │8.172.039,807 │8.762.630,899 │
├──────────┼───────────────┼──────────────┼──────────────┼──────────────┼──────────────┤
│Aprilie   │8.874.692,296  │8.174.036,966 │8.305.965,510 │7.756.306,880 │8.206.406,871 │
├──────────┼───────────────┼──────────────┼──────────────┼──────────────┼──────────────┤
│Mai       │8.919.834,614  │7.041.205,032 │8.020.785,973 │7.701.051,767 │8.124.868,808 │
├──────────┼───────────────┼──────────────┼──────────────┼──────────────┼──────────────┤
│iunie     │8.547.517,492  │6.717.238,737 │7.616.775,837 │7.632.619,569 │7.966.184,873 │
├──────────┼───────────────┼──────────────┼──────────────┼──────────────┼──────────────┤
│iulie     │8.743.782,070  │6.920.988,504 │7.590.764,608 │8.495.401,078 │8.114.410,925 │
├──────────┼───────────────┼──────────────┼──────────────┼──────────────┼──────────────┤
│August    │8.744.138,370  │7.138.641,259 │7.392.622,210 │8.185.748,900 │8.214.635,253 │
├──────────┼───────────────┼──────────────┼──────────────┼──────────────┼──────────────┤
│Septembrie│8.783.581,249  │7.861.301,224 │7.566.082,312 │8.398.992,025 │8.025.316,840 │
├──────────┼───────────────┼──────────────┼──────────────┼──────────────┼──────────────┤
│octombrie │8.572.943,350  │8.562.136,911 │7.988.125,814 │8.587.528,557 │8.126.791,699 │
├──────────┼───────────────┼──────────────┼──────────────┼──────────────┼──────────────┤
│noiembrie │9.024.522,907  │8.529.931,366 │7.861.043,826 │8.556.059,500 │8.386.226,294 │
├──────────┼───────────────┼──────────────┼──────────────┼──────────────┼──────────────┤
│decembrie │9.508.795,793  │8.787.361,665 │8.104.046,983 │8.801.108,115 │8.695.866,816 │
├──────────┼───────────────┼──────────────┼──────────────┼──────────────┼──────────────┤
│Total     │107.763.460,353│97.010.857,978│95.676.013,355│97.823.349,719│99.242.339,540│
└──────────┴───────────────┴──────────────┴──────────────┴──────────────┴──────────────┘


        Situaţia importului de gaze naturale în perioada 2019 - 2023 se prezintă astfel*17):
        *17) ANRE, Raport anual/lunare 2019, 2020, 2021, 2022, 2023 https://anre.ro/despre/rapoarte/

        Tabel 9. Import gaze naturale 2019-2023 în România

┌──────────┬───────────────────────────────────────────────────────────────────────────┐
│          │Import (MWh)                                                               │
│Lună      ├──────────────┬───────────────┬──────────────┬──────────────┬──────────────┤
│          │2019          │2020           │2021          │2022          │2023          │
├──────────┼──────────────┼───────────────┼──────────────┼──────────────┼──────────────┤
│ianuarie  │4.260.647,167 │3.397.402,070  │2.726.940,482 │4.083.720,468 │746,047,483   │
├──────────┼──────────────┼───────────────┼──────────────┼──────────────┼──────────────┤
│februarie │2.960.779,941 │2.937.524,894  │3.090.694,953 │3.021.359,985 │1.185.382,313 │
├──────────┼──────────────┼───────────────┼──────────────┼──────────────┼──────────────┤
│martie    │1.896.527,732 │2.209.332,124  │3.198.738,094 │3.199.615,557 │963.056,158   │
├──────────┼──────────────┼───────────────┼──────────────┼──────────────┼──────────────┤
│aprilie   │1.288.419,545 │1.653.139,846  │2.384.806,699 │1.384.734,327 │2.751.039,484 │
├──────────┼──────────────┼───────────────┼──────────────┼──────────────┼──────────────┤
│mai       │1.185.490,735 │1.617.548,008  │3.154.086,727 │1.955.177,055 │2.027.071,381 │
├──────────┼──────────────┼───────────────┼──────────────┼──────────────┼──────────────┤
│iunie     │1.479.598,285 │1.844.852,562  │2.711.499,809 │2.001.971,894 │800.603,413   │
├──────────┼──────────────┼───────────────┼──────────────┼──────────────┼──────────────┤
│iulie     │1.909.583,785 │1.5 8 8.45     │3.854.150,877 │2.801.965,765 │1.087.325,285 │
│          │              │9,042          │              │              │              │
├──────────┼──────────────┼───────────────┼──────────────┼──────────────┼──────────────┤
│august    │2.229.829,545 │1.527.138,263  │4.373.529,710 │2.274.604,494 │1.543.721,966 │
├──────────┼──────────────┼───────────────┼──────────────┼──────────────┼──────────────┤
│septembrie│2.236.293,937 │1.056.878,945  │2.355.937,440 │1.845.078,550 │1.266.522,622 │
├──────────┼──────────────┼───────────────┼──────────────┼──────────────┼──────────────┤
│octombrie │2.991.879,270 │861.476,028    │3.521.781,933 │2.240.419,041 │1.913.514,793 │
├──────────┼──────────────┼───────────────┼──────────────┼──────────────┼──────────────┤
│noiembrie │2.857.726,144 │1.994.207,724  │3.614.273,646 │1.565.972,839 │2.329.268,136 │
├──────────┼──────────────┼───────────────┼──────────────┼──────────────┼──────────────┤
│decembrie │3.493.356,090 │2.460.768,371  │4.222.443,050 │2.039.119,546 │1.844.921,102 │
├──────────┼──────────────┼───────────────┼──────────────┼──────────────┼──────────────┤
│Total     │28.790.132,176│23.148.727,878 │39.208.883,420│28.413.739,521│17.712.426,653│
└──────────┴──────────────┴───────────────┴──────────────┴──────────────┴──────────────┘



    2.4. Rolul gazelor naturale în producţia de energie electrică*18)
        *18) Transelectrica SA, plan de dezvoltare RET 2022-2031
        În anul 2022, cantitatea totală de energie electrică produsă a fost de 53,54 TWh, din care 50,63 TWh au fost livrate la reţelele de transport şi distribuţie.
        În 2019, producţia totală de energie electrică în România a fost de 57,02 TWh constatând o scădere faţă de 2018, care a fost de 61,97 TWh, între timp energia electrică livrată de respectivii producători în reţea a fost de aproximativ 53,63 TWh, reprezentând o scădere cu circa 8% faţă de cea livrată în anul precedent.
        Tabelul 10 prezintă structura puterii instalate, pe tip de combustibil, din care se poate observa că procentul din puterea instalată a centralelor pe bază de hidrocarburi (gaze naturale şi petrol ) este în scădere din 2018.*19)
        *19) ANRE, Raport anual 2022, pag. 170

        Tabel 10. Structura puterii instalate pe tipuri de combustibili

┌────────────┬───────────────────────────────────────────────┐
│Tipul       │Putere electrică instalată (MW)                │
│centralei   ├─────┬─────┬─────┬─────┬─────┬─────┬─────┬─────┤
│electrice   │2015 │2016 │2017 │2018 │2019 │2020 │2021 │2022 │
├────────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤
│Nuclear     │1413 │1413 │1413 │1413 │1413 │1413 │1413 │1413 │
├────────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤
│Cărbune     │6360 │6360 │6165 │6165 │4787 │4787 │3082 │3422 │
├────────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤
│Hidroenergie│6678 │6709 │6710 │6710 │6704 │6643 │6643 │6643 │
├────────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤
│Hidrocarburi│5048 │5117 │5117 │5129 │3240 │3206 │2888 │2657 │
├────────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤
│Vânt        │2973 │3072 │3073 │3073 │3024 │3013 │3015 │3015 │
├────────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤
│Solar       │1284 │1367 │1373 │1377 │1392 │1391 │1393 │1394 │
├────────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤
│Biogaz      │16   │16   │17   │17   │20   │20   │20   │22   │
├────────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤
│Biomasă     │89   │95   │95   │95   │112  │107  │107  │107  │
├────────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤
│Altele      │     │     │     │     │     │     │     │     │
│(deşeuri,   │4    │4    │4    │4    │5    │10   │10   │10   │
│geotermal   │     │     │     │     │     │     │     │     │
│etc.)       │     │     │     │     │     │     │     │     │
├────────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┤
│Total       │23865│24153│23967│23983│20697│20590│18571│18683│
└────────────┴─────┴─────┴─────┴─────┴─────┴─────┴─────┴─────┘


    *Analiza nu include producătorii de energie electrică care produc exclusiv pentru consum propriu sau care, potrivit Legii nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare (Legea), nu sunt supuşi regimului de autorizare de către ANRE (producătorii care exploatează comercial capacităţi de producere a energiei electrice cu putere electrică instalată sub 1 MW, care pot desfăşura activitatea fără licenţă acordata de ANRE, în baza Legii).*20)
        *20) Transelectrica SA, plan de dezvoltare RET 2022-2031, Anexe, pag. 7,8; Raport lunar, decembrie 2022, pag. 9

        Tabel 11. Structura producţiei anuale de energie electrică în perioada 2017-2022

┌────────────┬─────────────────────────────────────────────────────────────────┐
│Tipul       │Producţia de energie electrică[GWh]                              │
│Centralei   ├─────┬─────┬─────┬─────┬─────┬─────┬─────┬───┬─────┬───┬─────┬───┤
│Electrice   │2017 │[%]  │2018 │[%]  │2019 │[%]  │2020 │[%]│2021 │[%]│2022 │[%]│
├────────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼───┼─────┼───┼─────┼───┤
│Nuclear     │11509│18,05│11377│17,67│11270│18,93│11465│20 │11284│19 │11247│20 │
├────────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼───┼─────┼───┼─────┼───┤
│Cărbune     │17154│26,91│15869│24,65│13886│23,33│9613 │18 │10942│18 │10259│18 │
├────────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼───┼─────┼───┼─────┼───┤
│Hidrocarburi│10803│16,95│10941│17,00│9459 │15,89│10239│18 │10619│18 │10684│19 │
├────────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼───┼─────┼───┼─────┼───┤
│Hidro       │14608│22,92│17783│27,62│15955│26,81│15701│28 │17710│30 │14775│26 │
├────────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼───┼─────┼───┼─────┼───┤
│Vânt        │7403 │11,61│6322 │9,82 │6773 │11,38│6945 │12 │6576 │11 │7653 │14 │
├────────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼───┼─────┼───┼─────┼───┤
│Biomasă     │401  │0,63 │312  │0,49 │398  │0,67 │444  │1  │551  │1  │218  │1  │
├────────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼───┼─────┼───┼─────┼───┤
│Fotovoltaic │1870 │2,93 │1771 │2,75 │1777 │2,99 │1733 │3  │1703 │3  │982  │2  │
├────────────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼─────┼───┼─────┼───┼─────┼───┤
│TOTAL       │63748│100  │64375│100  │59518│100  │56140│100│59385│100│55818│100│
└────────────┴─────┴─────┴─────┴─────┴─────┴─────┴─────┴───┴─────┴───┴─────┴───┘


        Tabelul 11. prezintă structura producţiei anuale de energie electrică pe tip de combustibil în GWh, în perioada 2017-2022, din care se poate observa că procentul de energie electrică produsă din hidrocarburi (gaze naturale şi petrol) a rămas aproximativ 17%.
        Tabelul 12. prezintă producţia naţională de cogenerare de energie electrică şi termică în perioada 2014-2021.
        În 2021, energia electrică totală produsă în unităţile de cogenerare a fost de 6,66 TWh. În perioada 2014-2020 procentul de energie electrică produsă în cogenerare a fost de circa 8,6% din totalul producţiei naţionale.
        Tabel 12. Producţia naţională de energie electrică şi termică în cogenerare*21)
        *21) ANRE, Raport anual 2023, pag. 295 https://anre.ro/wp-content/uploads/2024/11/Raport-anual-ANRE-pentru-anul- 2023.pdf

┌────┬──────────┬──────────┬──────────┬──────────┐
│    │Energie   │          │Energie   │Energie   │
│    │electrică │Energie   │electrică │termică   │
│    │total     │electrică │produsă în│utilă     │
│Anul│produsă în│produsă în│cogenerare│produsă în│
│    │unităţi de│cogenerare│din total │unităţi de│
│    │cogenerare│[TWh]     │producţie │cogenerare│
│    │[TWh]     │          │naţională │[PJ]      │
│    │          │          │[%]       │          │
├────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┤
│2014│10,7      │6,1       │9,4       │55,4      │
├────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┤
│2015│9,2       │5,6       │8,5       │51,0      │
├────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┤
│2016│8,9       │5,29      │8,2       │45,9      │
├────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┤
│2017│8,91      │5,79      │9,1       │47,0      │
├────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┤
│2018│7,91      │5,39      │8,4       │47,2      │
├────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┤
│2019│7,29      │5,11      │8,6       │39,2      │
├────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┤
│2020│6,72      │4,64      │8,3       │35,43     │
├────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┤
│2021│6,66      │4,70      │7,91      │36,06     │
├────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┤
│2022│5,85      │3,93      │7,05      │32,78     │
└────┴──────────┴──────────┴──────────┴──────────┘



    2.5. Rolul măsurilor de eficienţă energetică şi efectul acestora asupra consumului anual de gaze naturale
     Prin adoptarea în anul 2018 a Directivei (UE) 2018/2002 a Parlamentului European şi a Consiliului din 11 decembrie 2018 de modificare a Directivei (UE) privind eficienţa energetică (denumită, în continuare, Directiva (UE) 2018/2002) la nivelul Uniunii Europene a fost stabilit obiectivul privind îmbunătăţirea eficienţei energetice care vizează reducerea consumului de energie primară cu 32,5% în 2030, în vederea îndeplinirii obiectivelor prevăzute în Acordul de la Paris din 2015 privind schimbările climatice.
     Pentru a se conforma obligaţiilor prevăzute la articolul 7 din Directiva 2018/2002, România a decis să elaboreze şi să implementeze măsuri şi politici alternative care să încurajeze economiile de energie. În consecinţă, pentru a garanta îndeplinirea obiectivului privind îmbunătăţirea eficienţei energetice (şi a celorlalte obiective privind energia şi clima la nivelul anului 2030, şi anume reducerea emisiilor interne de gaze cu efect de seră cu cel puţin 40% până în 2030, comparativ cu 1990 şi un consum de energie din surse regenerabile de 32% în 2030) fiecare Stat Membru a fost obligat să transmită Comisiei Europene un Planul Naţional Integrat în domeniul Energiei şi Schimbărilor Climatice (PNIESC) pentru perioada 2021-2030, prin care se stabilesc obiectivele şi contribuţiile naţionale la realizarea obiectivelor Uniunii Europene privind schimbările climatice.
     Trebuie precizat că economiile noi de energie rezultate în urma aplicării măsurilor de politică de eficienţă energetică, pentru anii 2021-2030, precum şi contribuţia României la obiectivul Uniunii Europene de eficienţă energetică au fost stabilite în Planul Naţional Integrat în domeniul Energiei şi Schimbărilor Climatice, aprobat prin Hotărârea Guvernului nr. 1.076/2021.
        Politicile şi măsurile pe care România îşi propune să le adopte pentru realizarea ţintelor de consum au o sferă largă de aplicare şi necesită, după caz, o perioadă mai lungă de confirmare a efectelor generate, datele disponibile în prezent nu permit nicio declaraţie fiabilă cu privire la ce măsuri de eficienţă energetică vor afecta piaţa gazelor naturale. Din acest motiv, majoritatea efectelor consistente în sensul reducerii consumului de energie, se vor resimţi începând cu anul 2025, când tendinţa reducerilor este în creştere, fiind influenţată de efectele investiţiilor realizate în perioada 2020 - 2025.
        În contextul tranziţiei energetice, putem considera însă că gazele naturale reprezintă o sursă de energie care aduce deja o contribuţie rapidă şi eficientă prin, intermediul tehnologiilor disponibile şi inovatoare, la valorificarea potenţialului de eficienţă energetică. Trebuie menţionat potenţialul actual de aplicare a cogenerării de înaltă eficienţă şi a termoficării şi răcirii centralizate eficiente. În timp ce cogenerarea contribuie semnificativ la economiile de energie primară, aceasta ar trebui să fie luată în considerare şi în contextul de competitivitate industrială, securitatea aprovizionării, flexibilitatea sistemului, cuplarea sectorului şi decarbonizarea, prin aplicarea ei tot mai mult la surse de energie scăzute de carbon sau decarbonizate.


    3. DESCRIEREA REŢELEI REGIONALE DE GAZE NATURALE PENTRU FIECARE GRUP DE RISC LA CARE PARTICIPĂ ROMÂNIA
        România face parte dintre statele membre din grupul de risc pentru furnizarea de gaze naturale din est:
        ● Ucraina: Bulgaria, Republica Cehă, Danemarca, Germania, Grecia, Croaţia, Italia, Luxemburg, Ungaria, Austria, Polonia, România, Slovenia, Slovacia, Suedia;
        ● Transbalcanic: Bulgaria, Grecia, Ungaria, România; respectiv sud-est:
        ● Coridorul sudic al gazelor naturale - Marea Caspică: Bulgaria, Grecia, Croaţia, Italia, Ungaria, Malta, Austria, România, Slovenia, Slovacia;

    3.1. Grupul de risc Ucraina*22)
        *22) Evaluarea comună a riscurilor pentru Grupul de risc pentru furnizarea de gaze din est - Ucraina.
    3.1.1. Descrierea funcţionării reţelei de gaze în cadrul Grupului de risc Ucraina
        Grupul de risc Ucraina include: Bulgaria, Republica Cehă, Danemarca, Germania, Grecia, Croaţia, Italia, Luxemburg, Ungaria, Austria, Polonia, România, Slovenia, Slovacia şi Suedia.
 (a se vedea imaginea asociată)
        Figura 4. Componenţa grupului de risc Ucraina
        În 2021, consumul total de gaze naturale în Statele Membre care formează Grupul de risc Ucraina a fost de 257,1 mld. mc (2.750,69 TWh). Cel mai mare consum de gaze naturale în acest Grup de risc a fost înregistrat în Germania (93 mld. mc, adică 995,17 TWh), iar cel mai mic în Luxemburg (0,81 mld. mc, adică 8,71TWh).
        Tabelele 13 şi 14 prezintă date principale privind reţeaua de gaze naturale în cadrul Grupului de risc Ucraina, respectiv capacitatea infrastructurii punctelor de interconectare pentru fiecare Stat Membru şi instalaţiile de regasificare a GNL.
        Tabel 13. Capacitatea fermă medie a punctelor de interconectare între Statele Membre din Grupul de risc Ucraina (GWh/zi)

┌──────────────────┬───────────────────┐
│                  │Capacitatea fermă  │
│Puncte de         │medie (GWh/zi)     │
│interconectare    ├─────────┬─────────┤
│                  │2022     │2022-09  │
├──────────────────┼─────────┼─────────┤
│VIP Mediesu Aurit │0        │0        │
│/ Isaccea (UA→RO) │         │         │
├──────────────────┼─────────┴─────────┤
│                  │Nu există pe       │
│                  │hărţile de         │
│RC Basel (CH→DE)  │capacitate ale     │
│                  │ENTSOG (IP ar putea│
│                  │fi unidirecţional) │
├──────────────────┼─────────┬─────────┤
│Beregdaroc 1400 / │0        │0        │
│Beregovo (UA→HU)  │         │         │
├──────────────────┼─────────┼─────────┤
│VIP Bereg (UA→HU) │459.3    │517.5    │
├──────────────────┼─────────┼─────────┤
│Bocholtz-Vetschau │0        │0        │
│(NL→DE)           │         │         │
├──────────────────┼─────────┼─────────┤
│Budince (UA→SK)   │137      │176.8    │
├──────────────────┼─────────┼─────────┤
│Bunde / Oude      │         │         │
│Statenzijl (H)    │2.5      │2.5      │
│(GTG Nord) (NL→DE)│         │         │
├──────────────────┼─────────┼─────────┤
│Dornum / NETRA    │716.5    │714.6    │
│(NO→DE)           │         │         │
├──────────────────┼─────────┼─────────┤
│Drozdovichi       │129.3    │135.3    │
│(UA→PL)           │         │         │
├──────────────────┼─────────┼─────────┤
│Emden (EPT1)      │436.9    │444.2    │
│(NO→DE)           │         │         │
├──────────────────┼─────────┼─────────┤
│Eynatten 1 /      │         │         │
│Lichtenbusch /    │302      │302      │
│Raeren (BE^DE)    │         │         │
├──────────────────┼─────────┼─────────┤
│GDLux / Bras      │48.8     │48.8     │
│Petange (BE→LU)   │         │         │
├──────────────────┼─────────┼─────────┤
│Gela (LY→IT)      │476.5    │475.8    │
├──────────────────┼─────────┼─────────┤
│Greifswald (RU→DE)│1394.8   │1395.1   │
├──────────────────┼─────────┼─────────┤
│Haanrade (L)      │0        │0        │
│(NL→DE)           │         │         │
├──────────────────┼─────────┼─────────┤
│Isaccea / Orlovka │160.6    │201.9    │
│I (UA→RO)         │         │         │
├──────────────────┼─────────┼─────────┤
│Isaccea / Orlovka │         │         │
│II (Trans-Balkan  │297.4    │297.4    │
│Pipeline) (UA→RO) │         │         │
├──────────────────┼─────────┼─────────┤
│Isaccea / Orlovka │         │         │
│III (Trans- Balkan│293.3    │293.3    │
│Pipeline) (UA→RO) │         │         │
├──────────────────┼─────────┼─────────┤
│Kipi (TR→EL)      │48.6     │48.6     │
├──────────────────┼─────────┼─────────┤
│Kipoi (TANAP→TAP) │372      │372.9    │
├──────────────────┼─────────┼─────────┤
│Kireevo / Zaychar │335.4    │335.3    │
│(RS^BG)           │         │         │
├──────────────────┼─────────┼─────────┤
│Kiskundorozsma-2 /│245.7    │245.8    │
│Horgos (RS→HU)    │         │         │
├──────────────────┼─────────┼─────────┤
│Kondratki (BY→PL/ │1017.5   │1027.1   │
│Yamal)            │         │         │
├──────────────────┼─────────┼─────────┤
│Mazara del Vallo  │1138.1   │1138.1   │
│(TN→IT)           │         │         │
├──────────────────┼─────────┼─────────┤
│Medelsheim /      │         │         │
│Obergailbach      │0        │0        │
│(FR→DE)           │         │         │
├──────────────────┼─────────┼─────────┤
│North Sea Entry   │146.3    │         │
│(NO→DK)           │         │         │
├──────────────────┼─────────┼─────────┤
│Griespass / Passo │640.4    │640.4    │
│Gries (CH→IT)     │         │         │
├──────────────────┼─────────┼─────────┤
│Santaka (LT→PL)   │40.9     │58.1     │
├──────────────────┼─────────┼─────────┤
│Strandzha 2 /     │572.2    │572      │
│Malkoclar (TR→BG) │         │         │
├──────────────────┼─────────┼─────────┤
│Tegelen (L)       │4.7      │4.7      │
│(NL→DE)           │         │         │
├──────────────────┼─────────┼─────────┤
│RC                │         │         │
│Thayngen-Fallentor│         │         │
│(CH→DE)           │         │         │
├──────────────────┼─────────┼─────────┤
│Tieterowka (BY→PL)│7.3      │7.3      │
├──────────────────┼─────────┼─────────┤
│Ungheni (MD→RO)   │21.5     │21.5     │
├──────────────────┼─────────┼─────────┤
│Uzhgorod / Velke  │1913.6   │1913.6   │
│Kapusany (UA→SK)  │         │         │
├──────────────────┼─────────┼─────────┤
│VIP Belgium - NCG │523      │523      │
│(BE→DE)           │         │         │
├──────────────────┼─────────┼─────────┤
│VIP TTF-GASPOOL   │192.2    │165.6    │
│(H) (NL→DE)       │         │         │
├──────────────────┼─────────┼─────────┤
│VIP TTF-GASPOOL   │168      │168      │
│(L) (NL→DE)       │         │         │
├──────────────────┼─────────┼─────────┤
│VIP TTF-NCG (H)   │364.2    │364.2    │
│(NL→DE)           │         │         │
├──────────────────┼─────────┼─────────┤
│VIP TTF-NCG (L)   │744.3    │748.8    │
│(NL→DE)           │         │         │
├──────────────────┼─────────┼─────────┤
│Wallbach (CH→DE)  │172.8    │172.8    │
├──────────────────┼─────────┼─────────┤
│Wysokoje (BY→PL)  │169      │169      │
├──────────────────┼─────────┼─────────┤
│TOTAL             │13692.6  │13702    │
└──────────────────┴─────────┴─────────┘


        Tabel 14. Terminale de regasificare a GNL

┌───────────────┬────────────┬───────────┐
│               │Capacitate  │           │
│               │maximă      │Capacitatea│
│Terminal       │zilnică de  │de stocare │
│               │regazificare│[TWh]      │
│               │[GWh/d]     │           │
├───────────────┼────────────┼───────────┤
│Wilhelmshaven  │359.4       │1.73       │
│(DE)           │            │           │
├───────────────┼────────────┼───────────┤
│Alexandroupolis│242.33      │1.01       │
│(EL)           │            │           │
├───────────────┼────────────┼───────────┤
│Dioriga (EL)   │120.65      │0          │
├───────────────┼────────────┼───────────┤
│Revithoussa    │224.59      │1.49       │
│(EL)           │            │           │
├───────────────┼────────────┼───────────┤
│Krk (HR)       │83.07       │0.93       │
├───────────────┼────────────┼───────────┤
│OLT Toscana    │166.50      │0.91       │
│(IT)           │            │           │
├───────────────┼────────────┼───────────┤
│Panigaglia (IT)│119.50      │0.45       │
├───────────────┼────────────┼───────────┤
│Porto Levante  │258.64      │1.65       │
│(IT)           │            │           │
├───────────────┼────────────┼───────────┤
│FSRU 1 - SNAM  │            │1.12       │
│(IT)           │            │           │
├───────────────┼────────────┼───────────┤
│FSRU 2 - SNAM  │            │1.12       │
│(IT)           │            │           │
├───────────────┼────────────┼───────────┤
│Swinoujscie    │220.0       │2.12       │
│(PL)           │            │           │
└───────────────┴────────────┴───────────┘


        ! Pentru terminalele Wilhelmshaven (DE), Alexandroupolis (EL), Dioriga (EL), FSRU1 - SNAM (IT), FSRU2 - SNAM (IT), Sursa: (GLE) LNG Import Terminals Map Database April 2022.
        !! Pentru terminalele Revithoussa (EL), Krk (HR), OLT Toscana (IT), Panigaglia (IT), Porto Levante (IT), Swinoujscie (PL)- Sursa: alsi.gie.eu, perioada 1.01.2022- 4.10.2022.
        !!! Terminalele FSRU Alexandroupolis şi Dioriga urmează să devină operaţionale la sfârşitul anului 2023, începutul lui 2024. Capacitatea de regazificare nu poate fi determinată în această etapă.

    3.1.2. Rolul instalaţiilor de stocare relevante pentru Grupul de risc Ucraina, inclusiv accesul transfrontalier
        Capacitatea activă totală de stocare subterană a gazelor naturale în 2022 în Statele Membre care formează Grupul de risc Ucraina a fost de 72.98 mld. Mc (766.24 TWh). Cea mai mare capacitate de stocare a gazelor naturale s-a înregistrat în Germania, aproximativ 23.14 mld. Mc (242.93 TWh), cu menţiunea că Grecia, Luxemburg şi Slovenia nu au infrastructură pentru înmagazinarea gazelor naturale.
        În Tabelele 15 şi 16 se prezintă date privind instalaţiile de stocare relevante pentru Grupul de risc Ucraina, după cum urmează:
    - capacitatea totală de stocare şi capacitatea totală de stocare în comparaţie cu cererea în sezonul de încălzire (%), acces transfrontalier;
    – capacitatea de extracţie ca procent din volumul maxim util de gaze [%] pentru diferite niveluri de umplere.

        Tabel 15. Capacitatea totală de stocare (TWh) şi capacitatea totală de stocare în comparaţie cu cererea în sezonul de încălzire

┌───────────┬───────────────┬─────────────┬───────────────┐
│Capacitatea│               │             │               │
│totală de  │               │             │Capacitatea    │
│stocare    │               │             │totală de      │
│(TWh) şi   │               │Capacitatea  │stocare în     │
│capacitatea│               │totală de    │comparaţie cu  │
│totală de  │Acces          │stocare (TWh)│cererea în     │
│stocare în │transfrontalier│             │sezonul de     │
│comparaţie │               │             │încălzire (%)  │
│cu cererea │               │             │               │
│în sezonul │               ├──────┬──────┼───────┬───────┤
│de         │               │      │      │       │       │
│încălzire  │               │2021  │2022  │2021   │2022   │
│(%)        │               │      │      │       │       │
├───────────┼───────────────┼──────┼──────┼───────┼───────┤
│Austria    │da             │95.50 │95.54 │146.20%│141.21%│
├───────────┼───────────────┼──────┼──────┼───────┼───────┤
│Bulgaria   │da             │5.94  │5.81  │27.46% │26.63% │
├───────────┼───────────────┼──────┼──────┼───────┼───────┤
│Cehia      │               │35.99 │38.92 │55.83% │58.39% │
├───────────┼───────────────┼──────┼──────┼───────┼───────┤
│Germania   │               │241.92│242.93│39.89% │38.11% │
├───────────┼───────────────┼──────┼──────┼───────┼───────┤
│Danemarca  │               │9.74  │9.13  │40.45% │38.30% │
├───────────┼───────────────┼──────┼──────┼───────┼───────┤
│Grecia     │-              │0.00  │0.00  │0.00%  │0.00%  │
├───────────┼───────────────┼──────┼──────┼───────┼───────┤
│Croaţia    │da             │5.22  │4.92  │24.97% │22.93% │
├───────────┼───────────────┼──────┼──────┼───────┼───────┤
│Ungaria    │               │68.90 │67.70 │87.96% │83.07% │
├───────────┼───────────────┼──────┼──────┼───────┼───────┤
│Italia     │da             │197.52│195.26│39.79% │37.90% │
├───────────┼───────────────┼──────┼──────┼───────┼───────┤
│Luxemburg  │               │0.00  │0.00  │0.00%  │0.00%  │
├───────────┼───────────────┼──────┼──────┼───────┼───────┤
│Polonia    │               │35.79 │36.18 │27.39% │27.18% │
├───────────┼───────────────┼──────┼──────┼───────┼───────┤
│România    │da             │32.97 │32.86 │36.13% │33.77% │
├───────────┼───────────────┼──────┼──────┼───────┼───────┤
│Suedia     │               │0.10  │0.10  │1.16%  │1.14%  │
├───────────┼───────────────┼──────┼──────┼───────┼───────┤
│Slovenia   │-              │0.00  │0.00  │0.00%  │0.00%  │
├───────────┼───────────────┼──────┼──────┼───────┼───────┤
│Slovacia   │da             │41.53 │36.90 │114.07%│100.38%│
└───────────┴───────────────┴──────┴──────┴───────┴───────┘


        Sursa datelor: AGSIGIE
        Tabel 16. Capacitatea de extracţie ca procent din volumul maxim util de gaze [%] pentru diferite niveluri de umplere (GWh/zi)

┌─────────┬───────┬───────┬───────┬───────┬───────┬───────┬───────┬───────┐
│[GWh/d]  │100%   │90%    │80%    │70%    │60%    │50%    │40%    │30%    │
├─────────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┤
│Austria  │1064.31│1046.86│1038.75│1027.29│1019.02│1004.84│930.73 │848.20 │
├─────────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┤
│Bulgaria │40.33  │40.33  │40.33  │40.33  │40.33  │40.33  │38.32  │34.28  │
├─────────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┤
│Cehia    │705.07 │705.07 │705.07 │705.07 │705.07 │683.92 │564.06 │493.55 │
├─────────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┤
│Germania │6811.36│6811.36│6811.36│6743.24│6743.24│6743.24│5857.77│5040.40│
├─────────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┤
│Danemarca│180.90 │180.90 │180.90 │180.90 │180.90 │180.90 │180.90 │180.90 │
├─────────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┤
│Grecia   │-      │-      │-      │-      │-      │-      │-      │-      │
├─────────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┤
│Croaţia  │53.13  │53.13  │53.13  │53.13  │53.13  │51.00  │42.50  │34.53  │
├─────────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┤
│Ungaria  │839.71 │839.71 │839.71 │839.71 │839.71 │814.52 │797.72 │705.36 │
├─────────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┤
│Italia   │2909.68│2909.68│2880.58│2851.48│2851.48│2851.48│2444.13│2036.77│
├─────────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┤
│Luxemburg│-      │-      │-      │-      │-      │-      │-      │-      │
├─────────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┤
│Polonia  │595.86 │595.86 │589.90 │583.94 │577.98 │536.27 │500.52 │429.02 │
├─────────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┤
│România  │322.53 │322.53 │319.30 │316.08 │316.08 │316.08 │270.92 │225.77 │
├─────────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┤
│Suedia   │8.19   │8.19   │8.11   │8.02   │8.02   │8.02   │6.88   │5.73   │
├─────────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┤
│Slovenia │-      │-      │-      │-      │-      │-      │-      │-      │
├─────────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┤
│Slovacia │491.55 │486.63 │476.80 │471.89 │457.14 │432.56 │403.07 │363.75 │
└─────────┴───────┴───────┴───────┴───────┴───────┴───────┴───────┴───────┘



    3.1.3. Rolul producţiei interne de gaze naturale a Statelor Membre din Grupul de risc Ucraina
        Producţia totală de gaze naturale în Grupul de risc Ucraina în 2021 a fost de 25,34 mld. Mc (266.12 TWh), ceea ce reprezintă aproximativ 9,67% din consumul total de gaze naturale din acest grup. Cea mai mare producţie a fost înregistrată în România (8,91 mld. mc, adică 93.52 TWh), iar cea mai mică a fost înregistrată în Grecia şi Slovenia (4,76 mil. mc sau 50 GWh, respectiv 5,71 mil. mc sau 60 GWh).
        În Tabelul 17. se prezintă producţia naţională a Statelor Membre din Grupul de risc Ucraina pentru anul 2021.
        Tabel 17. Producţia internă de gaze naturale a Statelor Membre din Grupul de risc Ucraina

┌──────────────────────────────┬───────┐
│Producţia, [MSmc/zi]          │2021   │
├──────────────────────────────┼───────┤
│Austria                       │1.95   │
├──────────────────────────────┼───────┤
│Bulgaria                      │0.09   │
├──────────────────────────────┼───────┤
│Cehia                         │0.56   │
├──────────────────────────────┼───────┤
│Germania                      │12.26  │
├──────────────────────────────┼───────┤
│Danemarca                     │3.57   │
├──────────────────────────────┼───────┤
│Grecia                        │0.01   │
├──────────────────────────────┼───────┤
│Croaţia                       │2.07   │
├──────────────────────────────┼───────┤
│Ungaria                       │3.87   │
├──────────────────────────────┼───────┤
│Italia                        │8.64   │
├──────────────────────────────┼───────┤
│Luxemburg                     │0.00   │
├──────────────────────────────┼───────┤
│Polonia                       │11.07  │
├──────────────────────────────┼───────┤
│România                       │23.99  │
├──────────────────────────────┼───────┤
│Suedia                        │0.00   │
├──────────────────────────────┼───────┤
│Slovenia                      │0.01   │
├──────────────────────────────┼───────┤
│Slovacia                      │0.16   │
├──────────────────────────────┼───────┤
│TOTAL                         │68.27  │
└──────────────────────────────┴───────┘



    3.1.4. Rolul gazelor naturale în producţia de energie electrică în cadrul Grupului de risc Ucraina
        Producţia totală de energie electrică în 2021 în cadrul Grupului de risc Ucraina (fără Croaţia - nu a raportat) a fost de 158,01 mld. mc (1659.1 TWh). O sinteză privind rolul gazelor naturale în producţia de energie electrică a statelor membre din Grupul de risc Ucraina se prezintă în Tabelul 18.
        Tabel 18. Rolul gazelor naturale în producţia de energie electrică a Statelor Membre din Grupul de risc Ucraina

┌─────────────────────┬───────┬───────┬───────┐
│Producţie energie    │2020   │2021   │2022   │
│electrică            │       │       │       │
├─────────┬───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de generare│       │       │       │
│         │bazată pe  │4466   │4609   │4609   │
│         │gaz - Total│       │       │       │
│         │[MWe]      │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de generare│       │       │       │
│         │bazată pe  │       │       │       │
│         │gaz -      │       │       │       │
│         │Procent din│17.1%  │17.0%  │       │
│         │capacitatea│       │       │       │
│         │totală de  │       │       │       │
│         │generare   │       │       │       │
│         │[%]        │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de         │       │       │       │
│         │cogenerare │4199   │4128   │4128   │
│         │- Total    │       │       │       │
│         │[MWe]      │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de         │       │       │       │
│         │cogenerare │       │       │       │
│Austria  │- Procentaj│       │       │       │
│         │din        │16.0%  │15.3%  │       │
│         │capacitatea│       │       │       │
│         │totală de  │       │       │       │
│         │generare   │       │       │       │
│         │[%]        │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Total      │       │       │       │
│         │producţie  │       │       │       │
│         │energie    │72414  │70292  │45664  │
│         │electrică  │       │       │       │
│         │[GWh]      │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Procent din│       │       │       │
│         │producţia  │       │       │       │
│         │de energie │13.8%  │15.3%  │       │
│         │electrică  │       │       │       │
│         │bazată pe  │       │       │       │
│         │gaz [%]    │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Procentul  │       │       │       │
│         │de gaz     │       │       │       │
│         │utilizat   │       │       │       │
│         │pentru     │27.9%  │28.0%  │       │
│         │generarea  │       │       │       │
│         │de energie │       │       │       │
│         │[%]        │       │       │       │
├─────────┼───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de generare│       │       │       │
│         │bazată pe  │1232   │1266   │1266   │
│         │gaz - Total│       │       │       │
│         │[MWe]      │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de generare│       │       │       │
│         │bazată pe  │       │       │       │
│         │gaz -      │       │       │       │
│         │Procent din│9.6%   │9.7%   │9.6%   │
│         │capacitatea│       │       │       │
│         │totală de  │       │       │       │
│         │generare   │       │       │       │
│         │[%]        │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de         │       │       │       │
│         │cogenerare │1291   │       │       │
│         │- Total    │       │       │       │
│         │[MWe]      │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de         │       │       │       │
│         │cogenerare │       │       │       │
│Bulgaria │- Procentaj│       │       │       │
│         │din        │10.1%  │       │       │
│         │capacitatea│       │       │       │
│         │totală de  │       │       │       │
│         │generare   │       │       │       │
│         │[%]        │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Total      │       │       │       │
│         │producţie  │       │       │       │
│         │energie    │40767  │47551  │       │
│         │electrică  │       │       │       │
│         │[GWh]      │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Procent din│       │       │       │
│         │producţia  │       │       │       │
│         │de energie │5.6%   │       │       │
│         │electrică  │       │       │       │
│         │bazată pe  │       │       │       │
│         │gaz [%]    │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Procentul  │       │       │       │
│         │de gaz     │       │       │       │
│         │utilizat   │       │       │       │
│         │pentru     │26.9%  │       │       │
│         │generarea  │       │       │       │
│         │de energie │       │       │       │
│         │[%]        │       │       │       │
├─────────┼───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de generare│       │       │       │
│         │bazată pe  │4902   │4902   │5213   │
│         │gaz - Total│       │       │       │
│         │[MWe]      │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de generare│       │       │       │
│         │bazată pe  │       │       │       │
│         │gaz -      │       │       │       │
│         │Procent din│27.8%  │27.4%  │27.7%  │
│         │capacitatea│       │       │       │
│         │totală de  │       │       │       │
│         │generare   │       │       │       │
│         │[%]        │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de         │       │       │       │
│         │cogenerare │434    │       │       │
│         │- Total    │       │       │       │
│         │[MWe]      │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de         │       │       │       │
│         │cogenerare │       │       │       │
│Grecia   │- Procentaj│       │       │       │
│         │din        │2.5%   │       │       │
│         │capacitatea│       │       │       │
│         │totală de  │       │       │       │
│         │generare   │       │       │       │
│         │[%]        │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Total      │       │       │       │
│         │producţie  │       │       │       │
│         │energie    │48252  │53268  │       │
│         │electrică  │       │       │       │
│         │[GWh]      │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Procent din│       │       │       │
│         │producţia  │       │       │       │
│         │de energie │39.8%  │       │       │
│         │electrică  │       │       │       │
│         │bazată pe  │       │       │       │
│         │gaz [%]    │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Procentul  │       │       │       │
│         │de gaz     │       │       │       │
│         │utilizat   │       │       │       │
│         │pentru     │64.8%  │       │       │
│         │generarea  │       │       │       │
│         │de energie │       │       │       │
│         │[%]        │       │       │       │
├─────────┼───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de generare│       │       │       │
│         │bazată pe  │1226   │1226   │1240   │
│         │gaz - Total│       │       │       │
│         │[MWe]      │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de generare│       │       │       │
│         │bazată pe  │       │       │       │
│         │gaz -      │       │       │       │
│         │Procent din│6.0%   │6.1%   │6.3%   │
│         │capacitatea│       │       │       │
│         │totală de  │       │       │       │
│         │generare   │       │       │       │
│         │[%]        │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de         │       │       │       │
│         │cogenerare │8272   │       │       │
│         │- Total    │       │       │       │
│         │[MWe]      │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de         │       │       │       │
│         │cogenerare │       │       │       │
│Cehia    │- Procentaj│       │       │       │
│         │din        │40.2%  │       │       │
│         │capacitatea│       │       │       │
│         │totală de  │       │       │       │
│         │generare   │       │       │       │
│         │[%]        │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Total      │       │       │       │
│         │producţie  │       │       │       │
│         │energie    │81517  │85082  │       │
│         │electrică  │       │       │       │
│         │[GWh]      │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Procent din│       │       │       │
│         │producţia  │       │       │       │
│         │de energie │8.4%   │8.6%   │       │
│         │electrică  │       │       │       │
│         │bazată pe  │       │       │       │
│         │gaz [%]    │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Procentul  │       │       │       │
│         │de gaz     │       │       │       │
│         │utilizat   │       │       │       │
│         │pentru     │17.6%  │18.1%  │       │
│         │generarea  │       │       │       │
│         │de energie │       │       │       │
│         │[%]        │       │       │       │
├─────────┼───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de generare│       │       │       │
│         │bazată pe  │31712  │31942  │30553  │
│         │gaz - Total│       │       │       │
│         │[MWe]      │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de generare│       │       │       │
│         │bazată pe  │       │       │       │
│         │gaz -      │       │       │       │
│         │Procent din│14.2%  │13.9%  │13.7%  │
│         │capacitatea│       │       │       │
│         │totală de  │       │       │       │
│         │generare   │       │       │       │
│         │[%]        │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de         │       │       │       │
│         │cogenerare │53448  │       │       │
│         │- Total    │       │       │       │
│         │[MWe]      │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de         │       │       │       │
│         │cogenerare │       │       │       │
│Germania │- Procentaj│       │       │       │
│         │din        │24.0%  │       │       │
│         │capacitatea│       │       │       │
│         │totală de  │       │       │       │
│         │generare   │       │       │       │
│         │[%]        │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Total      │       │       │       │
│         │producţie  │       │       │       │
│         │energie    │572666 │596195 │       │
│         │electrică  │       │       │       │
│         │[GWh]      │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Procent din│       │       │       │
│         │producţia  │       │       │       │
│         │de energie │16.7%  │       │       │
│         │electrică  │       │       │       │
│         │bazată pe  │       │       │       │
│         │gaz [%]    │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Procentul  │       │       │       │
│         │de gaz     │       │       │       │
│         │utilizat   │       │       │       │
│         │pentru     │23.5%  │       │       │
│         │generarea  │       │       │       │
│         │de energie │       │       │       │
│         │[%]        │       │       │       │
├─────────┼───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de generare│       │       │       │
│         │bazată pe  │1739   │1654   │1621   │
│         │gaz - Total│       │       │       │
│         │[MWe]      │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de generare│       │       │       │
│         │bazată pe  │       │       │       │
│         │gaz -      │       │       │       │
│         │Procent din│10.9%  │10.4%  │9.7%   │
│         │capacitatea│       │       │       │
│         │totală de  │       │       │       │
│         │generare   │       │       │       │
│         │[%]        │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de         │       │       │       │
│         │cogenerare │4959   │       │       │
│         │- Total    │       │       │       │
│         │[MWe]      │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de         │       │       │       │
│         │cogenerare │       │       │       │
│Danemarca│- Procentaj│       │       │       │
│         │din        │31.2%  │       │       │
│         │capacitatea│       │       │       │
│         │totală de  │       │       │       │
│         │generare   │       │       │       │
│         │[%]        │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Total      │       │       │       │
│         │producţie  │       │       │       │
│         │energie    │28734  │33043  │       │
│         │electrică  │       │       │       │
│         │[GWh]      │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Procent din│       │       │       │
│         │producţia  │       │       │       │
│         │de energie │4.1%   │       │       │
│         │electrică  │       │       │       │
│         │bazată pe  │       │       │       │
│         │gaz [%]    │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Procentul  │       │       │       │
│         │de gaz     │       │       │       │
│         │utilizat   │       │       │       │
│         │pentru     │10.7%  │       │       │
│         │generarea  │       │       │       │
│         │de energie │       │       │       │
│         │[%]        │       │       │       │
├─────────┼───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de generare│       │       │       │
│         │bazată pe  │5447.50│5449.50│5330.65│
│         │gaz - Total│       │       │       │
│         │[MWe]      │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de generare│       │       │       │
│         │bazată pe  │       │       │       │
│         │gaz -      │       │       │       │
│         │Procent din│29.4%  │30.7%  │24.3%  │
│         │capacitatea│       │       │       │
│         │totală de  │       │       │       │
│         │generare   │       │       │       │
│         │[%]        │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de         │       │       │       │
│         │cogenerare │569    │571    │452    │
│         │- Total    │       │       │       │
│         │[MWe]      │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de         │       │       │       │
│         │cogenerare │       │       │       │
│Grecia   │- Procentaj│       │       │       │
│         │din        │3.1%   │3.2%   │2.1%   │
│         │capacitatea│       │       │       │
│         │totală de  │       │       │       │
│         │generare   │       │       │       │
│         │[%]        │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Total      │       │       │       │
│         │producţie  │       │       │       │
│         │energie    │41243  │48728  │33425  │
│         │electrică  │       │       │       │
│         │[GWh]      │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Procent din│       │       │       │
│         │producţia  │       │       │       │
│         │de energie │45.9%  │43.3%  │39.6%  │
│         │electrică  │       │       │       │
│         │bazată pe  │       │       │       │
│         │gaz [%]    │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Procentul  │       │       │       │
│         │de gaz     │       │       │       │
│         │utilizat   │       │       │       │
│         │pentru     │65.0%  │68.7%  │72.9%  │
│         │generarea  │       │       │       │
│         │de energie │       │       │       │
│         │[%]        │       │       │       │
├─────────┼───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de generare│       │       │       │
│         │bazată pe  │743    │743    │750    │
│         │gaz - Total│       │       │       │
│         │[MWe]      │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de generare│       │       │       │
│         │bazată pe  │       │       │       │
│         │gaz -      │       │       │       │
│         │Procent din│14.50% │17.50% │17.00% │
│         │capacitatea│       │       │       │
│         │totală de  │       │       │       │
│         │generare   │       │       │       │
│         │[%]        │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de         │       │       │       │
│         │cogenerare │871    │15271  │       │
│         │- Total    │       │       │       │
│         │[MWe]      │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de         │       │       │       │
│         │cogenerare │       │       │       │
│Croaţia  │- Procentaj│       │       │       │
│         │din        │17.10% │359.40%│       │
│         │capacitatea│       │       │       │
│         │totală de  │       │       │       │
│         │generare   │       │       │       │
│         │[%]        │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Total      │       │       │       │
│         │producţie  │       │       │       │
│         │energie    │13385  │       │       │
│         │electrică  │       │       │       │
│         │[GWh]      │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Procent din│       │       │       │
│         │producţia  │       │       │       │
│         │de energie │25.70% │       │       │
│         │electrică  │       │       │       │
│         │bazată pe  │       │       │       │
│         │gaz [%]    │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Procentul  │       │       │       │
│         │de gaz     │       │       │       │
│         │utilizat   │       │       │       │
│         │pentru     │28.60% │       │       │
│         │generarea  │       │       │       │
│         │de energie │       │       │       │
│         │[%]        │       │       │       │
├─────────┼───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de generare│       │       │       │
│         │bazată pe  │4030   │4011   │3979   │
│         │gaz - Total│       │       │       │
│         │[MWe]      │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de generare│       │       │       │
│         │bazată pe  │       │       │       │
│         │gaz -      │       │       │       │
│         │Procent din│42.1%  │40.4%  │38.3%  │
│         │capacitatea│       │       │       │
│         │totală de  │       │       │       │
│         │generare   │       │       │       │
│         │[%]        │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de         │       │       │       │
│         │cogenerare │1606   │       │       │
│         │- Total    │       │       │       │
│         │[MWe]      │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de         │       │       │       │
│         │cogenerare │       │       │       │
│Ungaria  │- Procentaj│       │       │       │
│         │din        │16.8%  │       │       │
│         │capacitatea│       │       │       │
│         │totală de  │       │       │       │
│         │generare   │       │       │       │
│         │[%]        │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Total      │       │       │       │
│         │producţie  │       │       │       │
│         │energie    │34930  │36130  │       │
│         │electrică  │       │       │       │
│         │[GWh]      │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Procent din│       │       │       │
│         │producţia  │       │       │       │
│         │de energie │26.1%  │       │       │
│         │electrică  │       │       │       │
│         │bazată pe  │       │       │       │
│         │gaz [%]    │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Procentul  │       │       │       │
│         │de gaz     │       │       │       │
│         │utilizat   │       │       │       │
│         │pentru     │19.4%  │       │       │
│         │generarea  │       │       │       │
│         │de energie │       │       │       │
│         │[%]        │       │       │       │
├─────────┼───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de generare│       │       │       │
│         │bazată pe  │42523  │41925  │41961  │
│         │gaz - Total│       │       │       │
│         │[MWe]      │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de generare│       │       │       │
│         │bazată pe  │       │       │       │
│         │gaz -      │       │       │       │
│         │Procent din│44.9%  │44.9%  │45.0%  │
│         │capacitatea│       │       │       │
│         │totală de  │       │       │       │
│         │generare   │       │       │       │
│         │[%]        │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de         │       │       │       │
│         │cogenerare │       │       │       │
│         │- Total    │       │       │       │
│         │[MWe]      │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de         │       │       │       │
│         │cogenerare │       │       │       │
│Italia   │- Procentaj│       │       │       │
│         │din        │       │       │       │
│         │capacitatea│       │       │       │
│         │totală de  │       │       │       │
│         │generare   │       │       │       │
│         │[%]        │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Total      │       │       │       │
│         │producţie  │       │       │       │
│         │energie    │280531 │286905 │       │
│         │electrică  │       │       │       │
│         │[GWh]      │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Procent din│       │       │       │
│         │producţia  │       │       │       │
│         │de energie │47.7%  │       │       │
│         │electrică  │       │       │       │
│         │bazată pe  │       │       │       │
│         │gaz [%]    │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Procentul  │       │       │       │
│         │de gaz     │       │       │       │
│         │utilizat   │       │       │       │
│         │pentru     │41.0%  │       │       │
│         │generarea  │       │       │       │
│         │de energie │       │       │       │
│         │[%]        │       │       │       │
├─────────┼───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de generare│       │       │       │
│         │bazată pe  │81     │96     │96     │
│         │gaz - Total│       │       │       │
│         │[MWe]      │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de generare│       │       │       │
│         │bazată pe  │       │       │       │
│         │gaz -      │       │       │       │
│         │Procent din│15.9%  │15.9%  │15.4%  │
│         │capacitatea│       │       │       │
│         │totală de  │       │       │       │
│         │generare   │       │       │       │
│         │[%]        │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de         │       │       │       │
│         │cogenerare │138    │       │       │
│         │- Total    │       │       │       │
│         │[MWe]      │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de         │       │       │       │
│         │cogenerare │       │       │       │
│Luxemburg│- Procentaj│       │       │       │
│         │din        │27.1%  │       │       │
│         │capacitatea│       │       │       │
│         │totală de  │       │       │       │
│         │generare   │       │       │       │
│         │[%]        │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Total      │       │       │       │
│         │producţie  │       │       │       │
│         │energie    │2234   │2305   │       │
│         │electrică  │       │       │       │
│         │[GWh]      │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Procent din│       │       │       │
│         │producţia  │       │       │       │
│         │de energie │8.2%   │       │       │
│         │electrică  │       │       │       │
│         │bazată pe  │       │       │       │
│         │gaz [%]    │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Procentul  │       │       │       │
│         │de gaz     │       │       │       │
│         │utilizat   │       │       │       │
│         │pentru     │9.1%   │       │       │
│         │generarea  │       │       │       │
│         │de energie │       │       │       │
│         │[%]        │       │       │       │
├─────────┼───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de generare│       │       │       │
│         │bazată pe  │2540   │2555   │3705   │
│         │gaz - Total│       │       │       │
│         │[MWe]      │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de generare│       │       │       │
│         │bazată pe  │       │       │       │
│         │gaz -      │       │       │       │
│         │Procent din│5.8%   │5.7%   │7.5%   │
│         │capacitatea│       │       │       │
│         │totală de  │       │       │       │
│         │generare   │       │       │       │
│         │[%]        │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de         │       │       │       │
│         │cogenerare │       │       │       │
│         │- Total    │       │       │       │
│         │[MWe]      │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de         │       │       │       │
│         │cogenerare │       │       │       │
│Polonia  │- Procentaj│       │       │       │
│         │din        │       │       │       │
│         │capacitatea│       │       │       │
│         │totală de  │       │       │       │
│         │generare   │       │       │       │
│         │[%]        │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Total      │       │       │       │
│         │producţie  │       │       │       │
│         │energie    │158043 │179418 │       │
│         │electrică  │       │       │       │
│         │[GWh]      │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Procent din│       │       │       │
│         │producţia  │       │       │       │
│         │de energie │10.9%  │       │       │
│         │electrică  │       │       │       │
│         │bazată pe  │       │       │       │
│         │gaz [%]    │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Procentul  │       │       │       │
│         │de gaz     │       │       │       │
│         │utilizat   │       │       │       │
│         │pentru     │17.1%  │       │       │
│         │generarea  │       │       │       │
│         │de energie │       │       │       │
│         │[%]        │       │       │       │
├─────────┼───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de generare│       │       │       │
│         │bazată pe  │2666   │2184   │2218   │
│         │gaz - Total│       │       │       │
│         │[MWe]      │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de generare│       │       │       │
│         │bazată pe  │       │       │       │
│         │gaz -      │       │       │       │
│         │Procent din│14.4%  │12.6%  │13.4%  │
│         │capacitatea│       │       │       │
│         │totală de  │       │       │       │
│         │generare   │       │       │       │
│         │[%]        │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de         │       │       │       │
│         │cogenerare │1448   │1081.3 │       │
│         │- Total    │       │       │       │
│         │[MWe]      │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de         │       │       │       │
│         │cogenerare │       │       │       │
│România  │- Procentaj│       │       │       │
│         │din        │7.8%   │3.7%   │       │
│         │capacitatea│       │       │       │
│         │totală de  │       │       │       │
│         │generare   │       │       │       │
│         │[%]        │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Total      │       │       │       │
│         │producţie  │       │       │       │
│         │energie    │55935  │59267  │       │
│         │electrică  │       │       │       │
│         │[GWh]      │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Procent din│       │       │       │
│         │producţia  │       │       │       │
│         │de energie │16.9%  │12.9%  │       │
│         │electrică  │       │       │       │
│         │bazată pe  │       │       │       │
│         │gaz [%]    │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Procentul  │       │       │       │
│         │de gaz     │       │       │       │
│         │utilizat   │       │       │       │
│         │pentru     │24.3%  │17.89% │       │
│         │generarea  │       │       │       │
│         │de energie │       │       │       │
│         │[%]        │       │       │       │
├─────────┼───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de generare│       │       │       │
│         │bazată pe  │       │       │       │
│         │gaz - Total│       │       │       │
│         │[MWe]      │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de generare│       │       │       │
│         │bazată pe  │       │       │       │
│         │gaz -      │       │       │       │
│         │Procent din│       │       │       │
│         │capacitatea│       │       │       │
│         │totală de  │       │       │       │
│         │generare   │       │       │       │
│         │[%]        │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de         │       │       │       │
│         │cogenerare │2902   │       │       │
│         │- Total    │       │       │       │
│         │[MWe]      │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de         │       │       │       │
│         │cogenerare │       │       │       │
│Suedia   │- Procentaj│       │       │       │
│         │din        │6.8%   │       │       │
│         │capacitatea│       │       │       │
│         │totală de  │       │       │       │
│         │generare   │       │       │       │
│         │[%]        │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Total      │       │       │       │
│         │producţie  │       │       │       │
│         │energie    │163833 │168600 │       │
│         │electrică  │       │       │       │
│         │[GWh]      │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Procent din│       │       │       │
│         │producţia  │       │       │       │
│         │de energie │0.1%   │       │       │
│         │electrică  │       │       │       │
│         │bazată pe  │       │       │       │
│         │gaz [%]    │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Procentul  │       │       │       │
│         │de gaz     │       │       │       │
│         │utilizat   │       │       │       │
│         │pentru     │2.5%   │       │       │
│         │generarea  │       │       │       │
│         │de energie │       │       │       │
│         │[%]        │       │       │       │
├─────────┼───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de generare│       │       │       │
│         │bazată pe  │546    │548    │626    │
│         │gaz - Total│       │       │       │
│         │[MWe]      │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de generare│       │       │       │
│         │bazată pe  │       │       │       │
│         │gaz -      │       │       │       │
│         │Procent din│14.0%  │14.2%  │15.8%  │
│         │capacitatea│       │       │       │
│         │totală de  │       │       │       │
│         │generare   │       │       │       │
│         │[%]        │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de         │       │       │       │
│         │cogenerare │346    │       │       │
│         │- Total    │       │       │       │
│         │[MWe]      │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de         │       │       │       │
│         │cogenerare │       │       │       │
│Slovenia │- Procentaj│       │       │       │
│         │din        │8.9%   │       │       │
│         │capacitatea│       │       │       │
│         │totală de  │       │       │       │
│         │generare   │       │       │       │
│         │[%]        │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Total      │       │       │       │
│         │producţie  │       │       │       │
│         │energie    │17191  │15884  │       │
│         │electrică  │       │       │       │
│         │[GWh]      │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Procent din│       │       │       │
│         │producţia  │       │       │       │
│         │de energie │3.4%   │       │       │
│         │electrică  │       │       │       │
│         │bazată pe  │       │       │       │
│         │gaz [%]    │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Procentul  │       │       │       │
│         │de gaz     │       │       │       │
│         │utilizat   │       │       │       │
│         │pentru     │15.9%  │       │       │
│         │generarea  │       │       │       │
│         │de energie │       │       │       │
│         │[%]        │       │       │       │
├─────────┼───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de generare│       │       │       │
│         │bazată pe  │       │       │       │
│         │gaz - Total│       │       │       │
│         │[MWe]      │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de generare│       │       │       │
│         │bazată pe  │       │       │       │
│         │gaz -      │       │       │       │
│         │Procent din│       │       │       │
│         │capacitatea│       │       │       │
│         │totală de  │       │       │       │
│         │generare   │       │       │       │
│         │[%]        │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de         │       │       │       │
│         │cogenerare │1610   │       │       │
│         │- Total    │       │       │       │
│         │[MWe]      │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Capacitatea│       │       │       │
│         │de         │       │       │       │
│         │cogenerare │       │       │       │
│Slovacia │- Procentaj│       │       │       │
│         │din        │       │       │       │
│         │capacitatea│       │       │       │
│         │totală de  │       │       │       │
│         │generare   │       │       │       │
│         │[%]        │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Total      │       │       │       │
│         │producţie  │       │       │       │
│         │energie    │28838  │29709  │       │
│         │electrică  │       │       │       │
│         │[GWh]      │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Procent din│       │       │       │
│         │producţia  │       │       │       │
│         │de energie │12.4%  │       │       │
│         │electrică  │       │       │       │
│         │bazată pe  │       │       │       │
│         │gaz [%]    │       │       │       │
│         ├───────────┼───────┼───────┼───────┤
│         │Procentul  │       │       │       │
│         │de gaz     │       │       │       │
│         │utilizat   │       │       │       │
│         │pentru     │18.8%  │       │       │
│         │generarea  │       │       │       │
│         │de energie │       │       │       │
│         │[%]        │       │       │       │
└─────────┴───────────┴───────┴───────┴───────┘




    3.2. Grupul de risc pentru furnizarea de gaze din est - Transbalcanic*23)
        *23) Evaluarea comună a riscurilor pentru Grupul de risc Transbalcanic.
    3.2.1. Descrierea funcţionării reţelei de gaze în cadrul Grupului de risc Transbalcanic
        Grupul de risc Transbalcanic include: Bulgaria, România, Grecia şi Ungaria.
 (a se vedea imaginea asociată)
        Figura 5. Componenţa grupului de risc Transbalcanic
        România, Bulgaria şi Grecia sunt considerate ca o "singură zonă". Esenţiale pentru acest grup de risc sunt cele 5 puncte de intrare care conectează regiunea cu ţări din afara regiunii:
        ● În nord punctul transfrontalier dintre Ucraina şi România este Medieşu Aurit (EP1), la graniţa dintre România şi Ucraina punctul transfrontalier este Isaccea (EP2) şi la graniţa dintre România şi Ungaria punctul transfrontalier este Csanadpalota (EP3);
        ● În sud: punctul de intrare (EP4) este la Kipi, care conectează Turcia şi Grecia şi terminalul GNL la Revithoussa;
        ● În estul şi vestul Bulgariei, există, de asemenea, două puncte de ieşire din regiunea Transbalcanică, EXP1 către Turcia la Strandzha/Malkoclar şi EXP2 către Macedonia de Nord la Kyustendil/ Zhidilovo.

 (a se vedea imaginea asociată)
        Figura 6. Harta punctelor transfrontaliere din Grupul de risc Transbalcanic
        Tabelul 19. prezintă date principale privind reţeaua de gaze naturale în cadrul Grupului de risc Transbalcanic, respectiv capacitatea fermă şi întreruptibilă a punctelor transfrontalieră pentru fiecare Stat Membru.*24)
        *24) Evaluarea comună a riscurilor pentru Grupul de risc Transbalcanic.

        Tabel 19. Capacitatea fermă şi întreruptibilă în punctele transfrontaliere din Grupul de risc

┌──────────────┬─────────────────────────────────────────┐
│              │Capacitate (Smc/d) - 15°C/15°C           │
│Punct de      ├────────────────────┬────────────────────┤
│interconectare│Intrare             │Ieşire              │
│Bulgaria      ├─────┬──────────────┼─────┬──────────────┤
│              │Fermă│Întreruptibilă│Fermă│Întreruptibilă│
├──────────────┼─────┼──────────────┼─────┼──────────────┤
│Negru Voda 1  │     │              │     │Determinată în│
│(RO)/Kardam   │20,3 │              │14,8 │dinamică      │
│(BG)          │     │              │     │              │
├──────────────┼─────┼──────────────┼─────┼──────────────┤
│Kulata (BG)/  │     │Determinată în│     │              │
│Sidirokastron │6,1  │dinamică      │11,1 │-             │
│(GR)          │     │              │     │              │
├──────────────┼─────┼──────────────┼─────┼──────────────┤
│Ruse (BG)/    │4,1  │0             │2,5  │              │
│Giurgiu (RO)  │     │              │     │              │
├──────────────┼─────┼──────────────┼─────┼──────────────┤
│Kyustendil    │     │              │     │              │
│(BG)/ Zidilovo│     │0             │2,6  │              │
│(NMK)         │     │              │     │              │
├──────────────┼─────┼──────────────┼─────┼──────────────┤
│Strandzha (BG)│     │              │     │              │
│/ Malkoclar   │32   │0             │47,1 │              │
│(TR)          │     │              │     │              │
├──────────────┼─────┼──────────────┼─────┼──────────────┤
│Kireevo (BG)/ │32   │              │38   │              │
│Zaycar (RS)   │     │              │     │              │
├──────────────┼─────┼──────────────┼─────┼──────────────┤
│Strandzha 2   │     │              │     │              │
│(BG)/         │54,6 │              │     │              │
│Malkoclar (TR)│     │              │     │              │
└──────────────┴─────┴──────────────┴─────┴──────────────┘


┌──────────────┬───────────────────────────────────────────────┐
│              │Capacitate (mNm3/zi)                           │
│Punct de      ├──────────────────────────┬────────────────────┤
│interconectare│Intrare                   │Ieşire              │
│Grecia        ├───────────┬──────────────┼─────┬──────────────┤
│              │Fermă      │Întreruptibilă│Fermă│Întreruptibilă│
├──────────────┼───────────┼──────────────┼─────┼──────────────┤
│Kulata(BG)/   │           │              │     │              │
│Sidirokastron │10,3       │-             │5,7  │4,96          │
│(GR)          │           │              │     │              │
├──────────────┼───────────┼──────────────┼─────┼──────────────┤
│              │           │1,16          │     │              │
│Kipi (TR)/(GR)│4,3        │0 - (din      │-    │-             │
│              │           │04.01.2022)   │     │              │
├──────────────┼───────────┼──────────────┼─────┼──────────────┤
│Nea Mesimvria │4,8        │4,22          │-    │3,06          │
│(TAP)         │           │              │     │              │
├──────────────┼───────────┼──────────────┼─────┼──────────────┤
│              │17,1       │              │     │              │
│Agia Triada   │19,15 -    │-             │-    │-             │
│(GNL)         │(din       │              │     │              │
│              │01.06.2022)│              │     │              │
└──────────────┴───────────┴──────────────┴─────┴──────────────┘


┌───────────────┬─────────────────────────────────────────┐
│               │Capacitate (mSmc/d)                      │
│Punct de       ├────────────────────┬────────────────────┤
│interconectare │Intrare             │Ieşire              │
│Ungaria        ├─────┬──────────────┼─────┬──────────────┤
│               │Fermă│Întreruptibilă│Fermă│Întreruptibilă│
├───────────────┼─────┼──────────────┼─────┼──────────────┤
│Beregdaroc (UK)│48   │23,3          │-    │19,2          │
│/(HU)          │     │              │     │              │
├───────────────┼─────┼──────────────┼─────┼──────────────┤
│Mosonmagyarovar│14,4 │-             │-    │-             │
│(AT)/(HU)      │     │              │     │              │
├───────────────┼─────┼──────────────┼─────┼──────────────┤
│Csanadpalota   │4,8  │-             │7,2  │-             │
│(HU)/(RO)      │     │              │     │              │
├───────────────┼─────┼──────────────┼─────┼──────────────┤
│Drovaszerdahely│4,8  │14,4          │7,2  │12            │
│(HU)/(HR)      │     │              │     │              │
├───────────────┼─────┼──────────────┼─────┼──────────────┤
│Balassagyarmat │12   │-             │4,8  │-             │
│(HU)/(SK)      │     │              │     │              │
├───────────────┼─────┼──────────────┼─────┼──────────────┤
│Kiskundorozsma │-    │-             │13,2 │-             │
│(HU)/(RS)      │     │              │     │              │
└───────────────┴─────┴──────────────┴─────┴──────────────┘


┌──────────────┬──────────────────────────────────────────────────────────┐
│              │Capacitate (Sm3/d) - 15°C/15°C                            │
│Punct de      ├─────────────────────────────┬────────────────────────────┤
│Interconectare│Intarare                     │Ieşire                      │
│România       ├──────────────┬──────────────┼─────────────┬──────────────┤
│              │Fermă         │Întreruptibilă│Fermă        │Întreruptibilă│
├──────────────┼──────────────┼──────────────┼─────────────┼──────────────┤
│              │              │              │4.800.000    │              │
│              │7.200.000,00  │              │(din         │              │
│Csanapadlota  │(din          │0             │01.12.2020)  │0             │
│              │01.10.2020)   │              │6.720.000    │              │
│              │              │              │(din         │              │
│              │              │              │01.10.2022)  │              │
├──────────────┼──────────────┼──────────────┼─────────────┼──────────────┤
│Mediesul Aurit│0             │0             │-            │-             │
│- Isaccea     │              │              │             │              │
├──────────────┼──────────────┼──────────────┼─────────────┼──────────────┤
│              │18.759.814,00 │              │             │11.300.000,00 │
│Isaccea I     │(din          │0             │             │(din          │
│              │12.02.2020)   │              │             │01.01.2021)   │
├──────────────┼──────────────┼──────────────┼─────────────┼──────────────┤
│Isaccea II    │27.366.015,00 │0             │-            │-             │
│              │(24.12.2020)  │              │             │              │
├──────────────┼──────────────┼──────────────┼─────────────┼──────────────┤
│Isaccea III   │27.652.174,00 │0             │-            │-             │
│              │(24.12.2020)  │              │             │              │
├──────────────┼──────────────┼──────────────┼─────────────┼──────────────┤
│              │              │              │2.055.000,00 │              │
│              │              │              │(01.11.2019 -│              │
│Ruse-Giurgiu  │2.520.000,00  │0             │31.08.2020)  │0             │
│              │(Apr 2019)    │              │4.110.000,00 │              │
│              │              │              │(01.09.2020 -│              │
│              │              │              │31.12.2021)  │              │
├──────────────┼──────────────┼──────────────┼─────────────┼──────────────┤
│              │15.724.778,00 │              │             │              │
│              │(01.01.2020 - │              │             │              │
│              │31.01.2021)   │              │17.437.700,00│              │
│              │14.436.471,00 │              │(tehnic)     │              │
│Negru Voda I  │(01.02.2021 - │              │6.300.000,00 │0             │
│              │30.09.2021)   │              │(din Iulie   │              │
│              │14.5450.420,00│              │2022)        │              │
│              │(Apr          │              │             │              │
│              │01.10.2021)   │              │             │              │
├──────────────┼──────────────┼──────────────┼─────────────┼──────────────┤
│              │              │              │26.926.027,00│              │
│              │              │              │(01.10-2018 -│              │
│Negru Voda II │-             │              │30.09.2020)  │0             │
│              │              │              │27.366.015,00│              │
│              │              │              │(01.10.2020 -│              │
│              │              │              │31.12.2021)  │              │
├──────────────┼──────────────┼──────────────┼─────────────┼──────────────┤
│              │              │              │23.425.644,00│              │
│              │              │              │(01.10.2018 -│              │
│Negru Voda III│-             │              │23.12.2020)  │0             │
│              │              │              │27.652.174,00│              │
│              │              │              │(24.12.2020 -│              │
│              │              │              │31.12.2021)  │              │
├──────────────┼──────────────┼──────────────┼─────────────┼──────────────┤
│              │              │              │120.000,00   │              │
│              │200.000,00    │              │(01.10.2018 -│              │
│              │(16.07.2020 - │              │31.07.2020)  │              │
│              │30.09.2021)   │              │1.500.000,000│              │
│Ungheni       │2.010.000,00  │              │(01.08.2020 -│0             │
│              │(01.10.2021 - │              │30.09.2021)  │              │
│              │31.12.2021)   │              │5.160.000,00 │              │
│              │              │              │(01.10.2021 -│              │
│              │              │              │31.12.2021)  │              │
└──────────────┴──────────────┴──────────────┴─────────────┴──────────────┘


        Valorile privind consumul de gaze naturale şi producţia naţională de gaze naturale a Statelor Membre incluse în Grupul de risc Transbalcanic sunt integrate în descrierea Grupului de risc Ucraina.
        Tabelul 20. prezintă date principale privind reţeaua de gaze naturale în cadrul Grupului de risc Transbalcanic, respectiv capacitatea fermă şi întreruptibilă a punctelor trannsfrontalieră pentru fiecare Stat Membru.
        Tabel 20. Capacitatea tehnică (fermă) a punctelor de intrare şi de ieşire din regiune începând cu anul 2022 în GWh/zi

┌────────────────────────┬───────────────────┬───────────────┬─────────────────────┐
│Romania                 │Bulgaria           │Grecia         │Ungaria              │
├─────────────┬──────────┼───────────┬───────┼─────────┬─────┼───────────────┬─────┤
│Isaccea      │          │Strandzha  │       │Kipoi    │48.  │               │     │
│(Ucraina)    │201.9     │2-Malkoclar│572    │(Turcia) │6    │Bereg (Ucraina)│517.5│
│             │          │(Turcia)   │       │         │     │               │     │
├─────────────┼──────────┼───────────┼───────┼─────────┼─────┼───────────────┼─────┤
│Ungheni      │          │ICGB       │       │Nea      │     │Balassagyarmat │     │
│(Moldova)    │21.5      │Komotini   │96.66  │Mesimvria│53.37│(Slovacia)     │129  │
│             │          │(TAP)      │       │(TAP)    │     │               │     │
├─────────────┼──────────┼───────────┼───────┼─────────┼─────┼───────────────┼─────┤
│Mediesu-Aurit│0         │           │       │         │     │Mosonmagyarovar│153.1│
│(Ucraina)    │(inactive)│           │       │         │     │(Austria)      │     │
├─────────────┼──────────┼───────────┼───────┼─────────┼─────┼───────────────┼─────┤
│             │          │Kireevo    │       │         │     │Dravaszerdahely│     │
│             │          │(Serbia    │401.16*│         │     │(Croaţia)      │51.7 │
│             │          │Ieşire)    │       │         │     │               │     │
├─────────────┼──────────┼───────────┼───────┼─────────┼─────┼───────────────┼─────┤
│             │          │Zidilovo   │       │         │     │               │     │
│             │          │(Macedonia │27.16* │         │     │Kiskundorozsma │245.8│
│             │          │de Nord    │       │         │     │(Serbia)       │     │
│             │          │Ieşire)    │       │         │     │               │     │
├─────────────┴──────────┴───────────┴───────┴─────────┴─────┴───────────────┴─────┤
│1662.8 1 (total)                                                                  │
└──────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────┘




    3.3. Grupul de risc Coridorul sudic al gazelor - Marea Caspică*25)
        *25) Evaluarea comună a riscurilor pentru Grupul de risc Caspic.
    3.3.1. Descrierea funcţionării reţelei de gaze în cadrul Grupului de risc Caspic
        Grupul de risc Caspic include: Austria, Bulgaria, Grecia, Croaţia, Italia, Ungaria, Malta, România, Slovenia, Slovacia.
 (a se vedea imaginea asociată)
        Figura 7. Componenţa grupului de risc Caspic
        Tabel 21. Capacitatea fermă medie a punctelor de interconectare între Statele Membre din Grupul de risc Caspic (GWh/zi)

┌──────────────────┬───────────────────────────────────┐
│Puncte de         │Capacitatea fermă medie (GWh/zi)   │
│interconectare    ├──────┬───────┬─────┬──────┬───────┤
│                  │2019  │2020   │2021 │2022  │2022-09│
├──────────────────┼──────┼───────┼─────┼──────┼───────┤
│Beregdaroc 1400 / │      │       │     │      │       │
│Beregovo          │516,6 │170,7  │0    │0     │0      │
│(UA→HU)           │      │       │     │      │       │
├──────────────────┼──────┼───────┼─────┼──────┼───────┤
│Beregdaroc 800 /  │      │       │     │      │       │
│Beregovo          │0     │0      │0    │0     │0      │
│(HU→UA)           │      │       │     │      │       │
├──────────────────┼──────┼───────┼─────┼──────┼───────┤
│Bizzarone         │12,9  │12,9   │13   │13    │13     │
│(IT→CH)           │      │       │     │      │       │
├──────────────────┼──────┼───────┼─────┼──────┼───────┤
│Budince           │280,8 │280,8  │280,8│404,9 │312    │
│(SK→UA)           │      │       │     │      │       │
├──────────────────┼──────┼───────┼─────┼──────┼───────┤
│Budince           │176,8 │176,8  │176,8│137   │176,8  │
│(UA→SK)           │      │       │     │      │       │
├──────────────────┼──────┼───────┼─────┼──────┼───────┤
│Gela              │506,4 │446,1  │436,6│476,5 │475,8  │
│(LY→IT)           │      │       │     │      │       │
├──────────────────┼──────┼───────┼─────┼──────┼───────┤
│Griespass / Passo │      │       │     │      │       │
│Gries             │695,7 │654,4  │640,5│640,4 │640,4  │
│(CH→IT)           │      │       │     │      │       │
├──────────────────┼──────┼───────┼─────┼──────┼───────┤
│Griespass / Passo │      │       │     │      │       │
│Gries             │431,8 │429,2  │431,4│431,4 │431,4  │
│(IT→CH)           │      │       │     │      │       │
├──────────────────┼──────┼───────┼─────┼──────┼───────┤
│Isaccea / Orlovka │      │       │     │      │       │
│I                 │      │157    │122,2│122,2 │122,2  │
│(RO→UA)           │      │       │     │      │       │
├──────────────────┼──────┼───────┼─────┼──────┼───────┤
│Isaccea / Orlovka │      │       │     │      │       │
│I                 │198,3 │180,4  │201,6│160,6 │201,9  │
│(UA→RO)           │      │       │     │      │       │
├──────────────────┼──────┴───────┴─────┴──────┴───────┤
│Isaccea / Orlovka │                                   │
│II (Trans-Balkan  │Nu există pe hărţile de capacitate │
│Pipeline)         │ale ENTSOG                         │
│(RO→UA)           │                                   │
├──────────────────┼──────┬──────┬──────┬──────┬───────┤
│Isaccea / Orlovka │      │      │      │      │       │
│II (Trans-Balkan  │289,7 │289,7 │297,4 │297,4 │297,4  │
│Pipeline)         │      │      │      │      │       │
│(UA→RO)           │      │      │      │      │       │
├──────────────────┼──────┴──────┴──────┴──────┴───────┤
│Isaccea / Orlovka │                                   │
│III (Trans-Balkan │Nu există pe hărţile de capacitate │
│Pipeline)         │ale ENTSOG                         │
│(RO→UA)           │                                   │
├──────────────────┼──────┬──────┬──────┬──────┬───────┤
│Isaccea / Orlovka │      │      │      │      │       │
│III (Trans-Balkan │251,4 │251,4 │293,3 │293,3 │293,3  │
│Pipeline)         │      │      │      │      │       │
│(UA→RO)           │      │      │      │      │       │
├──────────────────┼──────┼──────┼──────┼──────┼───────┤
│Kiefersfelden     │0     │0     │0     │0     │0      │
│(DE→AT)           │      │      │      │      │       │
├──────────────────┼──────┴──────┴──────┴──────┴───────┤
│Kipi              │Nu există pe hărţile de capacitate │
│(EL→TR)           │ale ENTSOG (IP ar putea fi         │
│                  │unidirecţional)                    │
├──────────────────┼──────┬──────┬──────┬──────┬───────┤
│Kipi              │48    │47,8  │47,4  │48,6  │48,6   │
│(TR→EL)           │      │      │      │      │       │
├──────────────────┼──────┼──────┼──────┼──────┼───────┤
│Kipoi             │      │349,9 │355,6 │372   │372,9  │
│(TANAP^TAP)       │      │      │      │      │       │
├──────────────────┼──────┴──────┴──────┴──────┴───────┤
│Kipoi             │Nu există pe hărţile de capacitate │
│(TAP→TANAP)       │ale ENTSOG (IP ar putea fi         │
│                  │unidirecţional)                    │
├──────────────────┼──────┬──────┬──────┬──────┬───────┤
│Kireevo / Zaychar │      │0     │255   │398,2 │398,1  │
│(BG→RS)           │      │      │      │      │       │
├──────────────────┼──────┼──────┼──────┼──────┼───────┤
│Kireevo / Zaychar │      │0     │100,3 │335,4 │335,3  │
│(RS→BG)           │      │      │      │      │       │
├──────────────────┼──────┼──────┼──────┼──────┼───────┤
│Kiskundorozsma    │142   │142   │142   │142   │142    │
│(HU→RS)           │      │      │      │      │       │
├──────────────────┼──────┴──────┴──────┴──────┴───────┤
│Kiskundorozsma-2 /│Infrastructură nouă, care nu apare │
│Horgos            │încă pe hărţi                      │
│(HU→RS)           │                                   │
├──────────────────┼──────┬──────┬──────┬──────┬───────┤
│Kiskundorozsma-2 /│      │      │      │      │       │
│Horgos            │      │      │245,9 │245,7 │245,8  │
│(RS→HU)           │      │      │      │      │       │
├──────────────────┼──────┼──────┼──────┼──────┼───────┤
│Kyustendil /      │      │      │      │      │       │
│Zidilovo          │27,2  │27,4  │27,4  │27,4  │27,4   │
│(BG→MK)           │      │      │      │      │       │
├──────────────────┼──────┼──────┼──────┼──────┼───────┤
│Lanzhot           │687   │1246,4│1246,4│1246,4│1246,4 │
│(CZ→SK)           │      │      │      │      │       │
├──────────────────┼──────┼──────┼──────┼──────┼───────┤
│Lanzhot           │400,4 │457,6 │457,6 │448,3 │447,2  │
│(SK→CZ)           │      │      │      │      │       │
├──────────────────┼──────┼──────┼──────┼──────┼───────┤
│Mazara del Vallo  │1183,6│1157,4│1138,3│1138,1│1138,1 │
│(TN→IT)           │      │      │      │      │       │
├──────────────────┼──────┼──────┼──────┼──────┼───────┤
│Oberkappel        │158,4 │158,6 │152,8 │154,9 │159,9  │
│(AT→DE)           │      │      │      │      │       │
├──────────────────┼──────┼──────┼──────┼──────┼───────┤
│Oberkappel        │195,9 │198,6 │189,6 │199,1 │196,7  │
│(DE→AT)           │      │      │      │      │       │
├──────────────────┼──────┴──────┴──────┴──────┴───────┤
│RC Lindau         │Nu există pe hărţile de capacitate │
│(AT→DE)           │ale ENTSOG (IP ar putea fi         │
│                  │unidirecţional)                    │
├──────────────────┼──────┬──────┬──────┬──────┬───────┤
│RC Lindau         │25,4  │26,9  │27,8  │28,4  │30,1   │
│(DE→AT)           │      │      │      │      │       │
├──────────────────┼──────┼──────┼──────┼──────┼───────┤
│Strandzha /       │      │      │      │      │       │
│Malkoclar         │482,1 │498,1 │497   │166,9 │0      │
│(BG→TR)           │      │      │      │      │       │
├──────────────────┼──────┼──────┼──────┼──────┼───────┤
│Strandzha 2 /     │      │      │      │      │       │
│Malkoclar         │      │576,8 │575   │572,2 │572    │
│(TR→BG)           │      │      │      │      │       │
├──────────────────┼──────┼──────┼──────┼──────┼───────┤
│Ungheni           │      │2,2   │7     │21,5  │21,5   │
│(MD→RO)           │      │      │      │      │       │
├──────────────────┼──────┼──────┼──────┼──────┼───────┤
│Ungheni           │1,3   │7,4   │26    │55,4  │55,4   │
│(RO→MD)           │      │      │      │      │       │
├──────────────────┼──────┴──────┴──────┴──────┴───────┤
│Velke             │Nu există pe hărţile de capacitate │
│Kapusany-Uzhgorod │ale ENTSOG (IP ar putea fi         │
│(SK→UA)           │unidirecţional)                    │
├──────────────────┼──────┬──────┬──────┬──────┬───────┤
│Velke             │      │      │      │      │       │
│Kapusany-Uzhgorod │2028  │2059,2│2028  │1913,6│1913,6 │
│(UA→SK)           │      │      │      │      │       │
├──────────────────┼──────┼──────┼──────┼──────┼───────┤
│VIP Bereg         │      │0     │0     │84,7  │84,8   │
│(HU→UA)           │      │      │      │      │       │
├──────────────────┼──────┼──────┼──────┼──────┼───────┤
│VIP Bereg         │      │515,7 │515,5 │459,3 │517,5  │
│(UA→HU)           │      │      │      │      │       │
├──────────────────┼──────┼──────┼──────┼──────┼───────┤
│VIP Kiefersfelden-│      │      │      │      │       │
│Pfronten          │23,2  │23,9  │26,1  │26,1  │26,1   │
│(DE→AT)           │      │      │      │      │       │
├──────────────────┼──────┴──────┴──────┴──────┴───────┤
│VIP Mediesu Aurit │Nu există pe hărţile de capacitate │
│/ Isaccea         │ale ENTSOG                         │
│(RO→UA)           │                                   │
├──────────────────┼──────┬──────┬──────┬──────┬───────┤
│VIP Mediesu Aurit │      │      │      │      │       │
│/ Isaccea         │374,5 │21,4  │0     │0     │0      │
│(UA→RO)           │      │      │      │      │       │
├──────────────────┼──────┼──────┼──────┼──────┼───────┤
│Uberackern ABG/   │      │      │      │      │       │
│Uberackern        │170,2 │153,7 │166   │167   │173,4  │
│(AT→DE)           │      │      │      │      │       │
├──────────────────┼──────┼──────┼──────┼──────┼───────┤
│Uberackern ABG /  │      │      │      │      │       │
│Uberackern        │113,8 │108,8 │110,6 │109,5 │114    │
│(DE→AT)           │      │      │      │      │       │
├──────────────────┼──────┼──────┼──────┼──────┼───────┤
│Uberackern SUDAL /│      │      │      │      │       │
│Uberackern 2      │170,2 │153,7 │165,6 │161,3 │173,4  │
│(AT→DE)           │      │      │      │      │       │
├──────────────────┼──────┼──────┼──────┼──────┼───────┤
│Uberackern SUDAL /│      │      │      │      │       │
│Uberackern 2      │113,8 │108,8 │110,6 │109,5 │114    │
│(DE→AT)           │      │      │      │      │       │
└──────────────────┴──────┴──────┴──────┴──────┴───────┘


        Tabel 22. Terminale de regasificare a GNL

┌───────────────┬────────────┬───────────┐
│               │Capacitate  │           │
│               │maximă      │Capacitatea│
│Terminal       │zilnică de  │de stocare │
│               │regazificare│[TWh]      │
│               │[GWh/d]     │           │
├───────────────┼────────────┼───────────┤
│Alexandroupolis│242.33      │1.01       │
│(EL)           │            │           │
├───────────────┼────────────┼───────────┤
│Dioriga (EL)   │120.65      │           │
├───────────────┼────────────┼───────────┤
│Revithoussa    │269.90      │1.49       │
│(EL)           │            │           │
├───────────────┼────────────┼───────────┤
│Krk (HR)       │83.07       │0.93       │
├───────────────┼────────────┼───────────┤
│OLT Toscana    │166.50      │0.91       │
│(IT)           │            │           │
├───────────────┼────────────┼───────────┤
│Panigaglia (IT)│119.50      │0.45       │
├───────────────┼────────────┼───────────┤
│Porto Levante  │258.64      │1.65       │
│(IT)           │            │           │
├───────────────┼────────────┼───────────┤
│FSRU 1 - SNAM  │            │1.12       │
│(IT)           │            │           │
├───────────────┼────────────┼───────────┤
│FSRU 2 - SNAM  │            │1.12       │
│(IT)           │            │           │
└───────────────┴────────────┴───────────┘



    3.3.2. Rolul instalaţiilor de stocare relevante pentru Grupul de risc Caspic, inclusiv accesul transfrontalier
        Capacitatea activă totală de stocare subterană a gazelor naturale în 2022 în Statele Membre care formează Grupul de risc Caspic a fost de 44,92 mld. mc (438,85 TWh). Cea mai mare capacitate de stocare a gazelor naturale s-a înregistrat în Italia, aproximativ 19.99 mld. mc (195,29 TWh), cu menţiunea că Grecia, Malta şi Slovenia nu au infrastructură pentru înmagazinarea gazelor naturale. În Tabelele 23. şi 24. se prezintă date privind instalaţiile de stocare relevante pentru Grupul de risc Caspic, după cum urmează:
    - capacitatea totală de stocare şi capacitatea totală de stocare în comparaţie cu cererea în sezonul de încălzire (%), acces transfrontalier;
    – capacitatea de extracţie ca procent din volumul maxim util de gaze [%] pentru diferite niveluri de umplere.

        Tabel 23. Capacitatea totală de stocare (TWh) şi capacitatea totală de stocare în comparaţie cu cererea în sezonul de încălzire (%)

┌────────┬───────────────┬─────────────┬───────────────┐
│        │               │             │Capacitatea    │
│        │               │             │totală de      │
│        │               │Capacitatea  │stocare în     │
│        │               │totală de    │comparaţie cu  │
│        │Acces          │stocare      │cererea în     │
│        │transfrontalier│(TWh)        │sezonul de     │
│        │               │             │încălzire      │
│        │               │             │(%)            │
│        │               ├──────┬──────┼───────┬───────┤
│        │               │2021  │2022  │2021   │2022   │
├────────┼───────────────┼──────┼──────┼───────┼───────┤
│Austria │da             │95.49 │95.40 │146.20%│141.21%│
├────────┼───────────────┼──────┼──────┼───────┼───────┤
│Bulgaria│da             │5.94  │5.81  │27.46% │26.63% │
├────────┼───────────────┼──────┼──────┼───────┼───────┤
│Grecia  │-              │0.00  │0.00  │0.00%  │0.00%  │
├────────┼───────────────┼──────┼──────┼───────┼───────┤
│Croaţia │da             │5.22  │4.92  │24.97% │22.93% │
├────────┼───────────────┼──────┼──────┼───────┼───────┤
│Italia  │da             │197.52│195.26│39.79% │37.90% │
├────────┼───────────────┼──────┼──────┼───────┼───────┤
│Ungaria │               │68.90 │67.70 │87.96% │83.07% │
├────────┼───────────────┼──────┼──────┼───────┼───────┤
│Malta   │da             │0.00  │0.00  │0.00%  │0.00%  │
├────────┼───────────────┼──────┼──────┼───────┼───────┤
│România │da             │32.97 │32.86 │36.13% │33.77% │
├────────┼───────────────┼──────┼──────┼───────┼───────┤
│Slovenia│-              │0.00  │0.00  │0.00%  │0.00%  │
├────────┼───────────────┼──────┼──────┼───────┼───────┤
│Slovacia│da             │41.53 │36.90 │114.07%│100.38%│
└────────┴───────────────┴──────┴──────┴───────┴───────┘


        Tabel 24. Capacitatea de extracţie ca procent din volumul maxim util de gaze [%] pentru diferite niveluri de umplere (GWh/ zi)

┌────────┬───────┬───────┬───────┬───────┬───────┬───────┬───────┬───────┐
│[GWh/d] │100%   │90%    │80%    │70%    │60%    │50%    │40%    │30%    │
├────────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┤
│Austria │1058.71│1048.12│1037.54│1026.95│1016.36│1005.78│931.67 │846.97 │
├────────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┤
│Bulgaria│40.33  │40.33  │40.33  │40.33  │40.33  │40.33  │38.32  │34.28  │
├────────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┤
│Grecia  │-      │-      │-      │-      │-      │-      │-      │-      │
├────────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┤
│Croaţia │53.13  │53.13  │53.13  │53.13  │53.13  │51.00  │42.50  │34.53  │
├────────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┤
│Ungaria │839.71 │839.71 │839.71 │839.71 │839.71 │814.52 │797.72 │705.36 │
├────────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┤
│Italia  │2909.68│2909.68│2880.58│2851.48│2851.48│2851.48│2444.13│2036.77│
├────────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┤
│Malta   │-      │-      │-      │-      │-      │-      │-      │-      │
├────────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┤
│România │322.53 │322.53 │319.30 │316.08 │316.08 │316.08 │270.92 │225.77 │
├────────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┤
│Slovenia│-      │-      │-      │-      │-      │-      │-      │-      │
├────────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┤
│Slovacia│491.55 │486.63 │476.80 │471.89 │457.14 │432.56 │403.07 │363.75 │
└────────┴───────┴───────┴───────┴───────┴───────┴───────┴───────┴───────┘



    3.3.3. Rolul producţiei interne de gaze naturale a Statelor Membre din Grupul de risc Caspic
        Producţia totală de gaze naturale în Grupul de risc Caspic în 2021 a fost de 16,26 mld. mc (158,81 TWh), ceea ce reprezintă aproximativ 11,6% din consumul total de gaze naturale din acest grup. Cea mai mare producţie a fost înregistrată în România (9,57 mld. mc, adică 93,52 TWh), iar cea mai mică a fost înregistrată în Grecia şi Slovenia (5,1 mil. Mc sau 50 GWh, respectiv 6,1 mil. mc sau 60 GWh).
        În Tabelul 25. se prezintă producţia naţională a Statelor Membre din Grupul de risc Caspic pentru anul 2021.
        Tabel 25. Producţia internă de gaze naturale a Statelor Membre din Grupul de risc Caspic

┌─────────────────────────┬────────────┐
│Producţia,               │2021        │
│[MSmc/zi]                │            │
├─────────────────────────┼────────────┤
│Austria                  │1.88        │
├─────────────────────────┼────────────┤
│Bulgaria                 │0.09        │
├─────────────────────────┼────────────┤
│Grecia                   │0.01        │
├─────────────────────────┼────────────┤
│Croaţia                  │2.07        │
├─────────────────────────┼────────────┤
│Ungaria                  │3.87        │
├─────────────────────────┼────────────┤
│Italia                   │8.64        │
├─────────────────────────┼────────────┤
│Malta                    │0.00        │
├─────────────────────────┼────────────┤
│România                  │23.99       │
├─────────────────────────┼────────────┤
│Slovenia                 │0.01        │
├─────────────────────────┼────────────┤
│Slovacia                 │0.16        │
├─────────────────────────┼────────────┤
│TOTAL                    │40.74       │
└─────────────────────────┴────────────┘



    3.3.4. Rolul gazelor naturale în producţia de energie electrică în cadrul Grupului de risc Caspic
        Producţia totală de energie electrică în 2021 în cadrul Grupului de risc Caspic a fost de 61,59 mld. mc (601,7 TWh).
        O sinteză privind rolul gazelor naturale în producţia de energie electrică a statelor membre din Grupul de risc Caspic se prezintă în Tabelul 26.
        Tabel 26. Rolul gazelor naturale în producţia de energie electrică a Statelor Membre din Grupul de risc Caspic

┌────────────────────┬──────┬────────┬──────┐
│Producţie energie   │2020  │2021    │2022  │
│electrică           │      │        │      │
├────────┬───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Capacitatea│      │        │      │
│        │de generare│      │        │      │
│        │bazată pe  │4015  │4449    │4350  │
│        │gaz - Total│      │        │      │
│        │[MWe]      │      │        │      │
│        ├───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Capacitatea│      │        │      │
│        │de generare│      │        │      │
│        │bazată pe  │      │        │      │
│        │gaz -      │      │        │      │
│        │Procent din│19.2% │19.3%   │18.2% │
│        │capacitatea│      │        │      │
│        │totală de  │      │        │      │
│        │generare   │      │        │      │
│        │[%]        │      │        │      │
│        ├───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Capacitatea│      │        │      │
│        │de         │      │        │      │
│        │cogenerare │2882  │        │      │
│        │- Total    │      │        │      │
│        │[MWe]      │      │        │      │
│        ├───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Capacitatea│      │        │      │
│        │de         │      │        │      │
│        │cogenerare │      │        │      │
│Austria │- Procentaj│      │        │      │
│        │din        │13.8% │        │      │
│        │capacitatea│      │        │      │
│        │totală de  │      │        │      │
│        │generare   │      │        │      │
│        │[%]        │      │        │      │
│        ├───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Total      │      │        │      │
│        │producţie  │      │        │      │
│        │energie    │72566 │70779   │      │
│        │electrică  │      │        │      │
│        │[GWh]      │      │        │      │
│        ├───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Procent din│      │        │      │
│        │producţia  │      │        │      │
│        │de energie │13.7% │        │      │
│        │electrică  │      │        │      │
│        │bazată pe  │      │        │      │
│        │gaz [%]    │      │        │      │
│        ├───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Procentul  │      │        │      │
│        │de gaz     │      │        │      │
│        │utilizat   │      │        │      │
│        │pentru     │26.3% │        │      │
│        │generarea  │      │        │      │
│        │de energie │      │        │      │
│        │[%]        │      │        │      │
├────────┼───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Capacitatea│      │        │      │
│        │de generare│      │        │      │
│        │bazată pe  │1232  │1266    │1266  │
│        │gaz - Total│      │        │      │
│        │[MWe]      │      │        │      │
│        ├───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Capacitatea│      │        │      │
│        │de generare│      │        │      │
│        │bazată pe  │      │        │      │
│        │gaz -      │      │        │      │
│        │Procent din│9.6%  │9.7%    │9.6%  │
│        │capacitatea│      │        │      │
│        │totală de  │      │        │      │
│        │generare   │      │        │      │
│        │[%]        │      │        │      │
│        ├───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Capacitatea│      │        │      │
│        │de         │      │        │      │
│        │cogenerare │1291  │        │      │
│        │- Total    │      │        │      │
│        │[MWe]      │      │        │      │
│        ├───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Capacitatea│      │        │      │
│        │de         │      │        │      │
│        │cogenerare │      │        │      │
│Bulgaria│- Procentaj│      │        │      │
│        │din        │10.1% │        │      │
│        │capacitatea│      │        │      │
│        │totală de  │      │        │      │
│        │generare   │      │        │      │
│        │[%]        │      │        │      │
│        ├───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Total      │      │        │      │
│        │producţie  │      │        │      │
│        │energie    │40767 │47551   │      │
│        │electrică  │      │        │      │
│        │[GWh]      │      │        │      │
│        ├───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Procent din│      │        │      │
│        │producţia  │      │        │      │
│        │de energie │5.6%  │        │      │
│        │electrică  │      │        │      │
│        │bazată pe  │      │        │      │
│        │gaz [%]    │      │        │      │
│        ├───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Procentul  │      │        │      │
│        │de gaz     │      │        │      │
│        │utilizat   │      │        │      │
│        │pentru     │26.9% │        │      │
│        │generarea  │      │        │      │
│        │de energie │      │        │      │
│        │[%]        │      │        │      │
├────────┼───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Capacitatea│      │        │      │
│        │de generare│      │        │      │
│        │bazată pe  │4902  │4902    │5213  │
│        │gaz - Total│      │        │      │
│        │[MWe]      │      │        │      │
│        ├───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Capacitatea│      │        │      │
│        │de generare│      │        │      │
│        │bazată pe  │      │        │      │
│        │gaz -      │      │        │      │
│        │Procent din│27.8% │27.4%   │27.7% │
│        │capacitatea│      │        │      │
│        │totală de  │      │        │      │
│        │generare   │      │        │      │
│        │[%]        │      │        │      │
│        ├───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Capacitatea│      │        │      │
│        │de         │      │        │      │
│        │cogenerare │434   │        │      │
│        │- Total    │      │        │      │
│        │[MWe]      │      │        │      │
│        ├───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Capacitatea│      │        │      │
│        │de         │      │        │      │
│        │cogenerare │      │        │      │
│Grecia  │- Procentaj│      │        │      │
│        │din        │2.5%  │        │      │
│        │capacitatea│      │        │      │
│        │totală de  │      │        │      │
│        │generare   │      │        │      │
│        │[%]        │      │        │      │
│        ├───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Total      │      │        │      │
│        │producţie  │      │        │      │
│        │energie    │48252 │53268   │      │
│        │electrică  │      │        │      │
│        │[GWh]      │      │        │      │
│        ├───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Procent din│      │        │      │
│        │producţia  │      │        │      │
│        │de energie │39.8% │        │      │
│        │electrică  │      │        │      │
│        │bazată pe  │      │        │      │
│        │gaz [%]    │      │        │      │
│        ├───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Procentul  │      │        │      │
│        │de gaz     │      │        │      │
│        │utilizat   │      │        │      │
│        │pentru     │64.8% │        │      │
│        │generarea  │      │        │      │
│        │de energie │      │        │      │
│        │[%]        │      │        │      │
├────────┼───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Capacitatea│      │        │      │
│        │de generare│      │        │      │
│        │bazată pe  │743   │743     │750   │
│        │gaz - Total│      │        │      │
│        │[MWe]      │      │        │      │
│        ├───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Capacitatea│      │        │      │
│        │de generare│      │        │      │
│        │bazată pe  │      │        │      │
│        │gaz -      │      │        │      │
│        │Procent din│14.50%│17.50%  │17.00%│
│        │capacitatea│      │        │      │
│        │totală de  │      │        │      │
│        │generare   │      │        │      │
│        │[%]        │      │        │      │
│        ├───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Capacitatea│      │        │      │
│        │de         │      │        │      │
│        │cogenerare │871   │15271   │      │
│        │- Total    │      │        │      │
│        │[MWe]      │      │        │      │
│        ├───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Capacitatea│      │        │      │
│        │de         │      │        │      │
│        │cogenerare │      │        │      │
│Croaţia │- Procentaj│      │        │      │
│        │din        │17.10%│359.40% │      │
│        │capacitatea│      │        │      │
│        │totală de  │      │        │      │
│        │generare   │      │        │      │
│        │[%]        │      │        │      │
│        ├───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Total      │      │        │      │
│        │producţie  │      │        │      │
│        │energie    │13385 │        │      │
│        │electrică  │      │        │      │
│        │[GWh]      │      │        │      │
│        ├───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Procent din│      │        │      │
│        │producţia  │      │        │      │
│        │de energie │25.70%│        │      │
│        │electrică  │      │        │      │
│        │bazată pe  │      │        │      │
│        │gaz [%]    │      │        │      │
│        ├───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Procentul  │      │        │      │
│        │de gaz     │      │        │      │
│        │utilizat   │      │        │      │
│        │pentru     │28.60%│        │      │
│        │generarea  │      │        │      │
│        │de energie │      │        │      │
│        │[%]        │      │        │      │
├────────┼───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Capacitatea│      │        │      │
│        │de generare│      │        │      │
│        │bazată pe  │4030  │4011    │3979  │
│        │gaz - Total│      │        │      │
│        │[MWe]      │      │        │      │
│        ├───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Capacitatea│      │        │      │
│        │de generare│      │        │      │
│        │bazată pe  │      │        │      │
│        │gaz -      │      │        │      │
│        │Procent din│42.1% │40.4%   │38.3% │
│        │capacitatea│      │        │      │
│        │totală de  │      │        │      │
│        │generare   │      │        │      │
│        │[%]        │      │        │      │
│        ├───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Capacitatea│      │        │      │
│        │de         │      │        │      │
│        │cogenerare │1606  │        │      │
│        │- Total    │      │        │      │
│        │[MWe]      │      │        │      │
│        ├───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Capacitatea│      │        │      │
│        │de         │      │        │      │
│        │cogenerare │      │        │      │
│Ungaria │- Procentaj│      │        │      │
│        │din        │16.8% │        │      │
│        │capacitatea│      │        │      │
│        │totală de  │      │        │      │
│        │generare   │      │        │      │
│        │[%]        │      │        │      │
│        ├───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Total      │      │        │      │
│        │producţie  │      │        │      │
│        │energie    │34930 │36130   │      │
│        │electrică  │      │        │      │
│        │[GWh]      │      │        │      │
│        ├───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Procent din│      │        │      │
│        │producţia  │      │        │      │
│        │de energie │26.1% │        │      │
│        │electrică  │      │        │      │
│        │bazată pe  │      │        │      │
│        │gaz [%]    │      │        │      │
│        ├───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Procentul  │      │        │      │
│        │de gaz     │      │        │      │
│        │utilizat   │      │        │      │
│        │pentru     │19.4% │        │      │
│        │generarea  │      │        │      │
│        │de energie │      │        │      │
│        │[%]        │      │        │      │
├────────┼───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Capacitatea│      │        │      │
│        │de generare│      │        │      │
│        │bazată pe  │42523 │41925   │41961 │
│        │gaz - Total│      │        │      │
│        │[MWe]      │      │        │      │
│        ├───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Capacitatea│      │        │      │
│        │de generare│      │        │      │
│        │bazată pe  │      │        │      │
│        │gaz -      │      │        │      │
│        │Procent din│44.9% │44.9%   │45.0% │
│        │capacitatea│      │        │      │
│        │totală de  │      │        │      │
│        │generare   │      │        │      │
│        │[%]        │      │        │      │
│        ├───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Capacitatea│      │        │      │
│        │de         │      │        │      │
│        │cogenerare │      │        │      │
│        │- Total    │      │        │      │
│        │[MWe]      │      │        │      │
│        ├───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Capacitatea│      │        │      │
│        │de         │      │        │      │
│        │cogenerare │      │        │      │
│Italia  │- Procentaj│      │        │      │
│        │din        │      │        │      │
│        │capacitatea│      │        │      │
│        │totală de  │      │        │      │
│        │generare   │      │        │      │
│        │[%]        │      │        │      │
│        ├───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Total      │      │        │      │
│        │producţie  │      │        │      │
│        │energie    │280531│286904.5│      │
│        │electrică  │      │        │      │
│        │[GWh]      │      │        │      │
│        ├───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Procent din│      │        │      │
│        │producţia  │      │        │      │
│        │de energie │47.7% │        │      │
│        │electrică  │      │        │      │
│        │bazată pe  │      │        │      │
│        │gaz [%]    │      │        │      │
│        ├───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Procentul  │      │        │      │
│        │de gaz     │      │        │      │
│        │utilizat   │      │        │      │
│        │pentru     │41.0% │        │      │
│        │generarea  │      │        │      │
│        │de energie │      │        │      │
│        │[%]        │      │        │      │
├────────┼───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Capacitatea│      │        │      │
│        │de generare│      │        │      │
│        │bazată pe  │      │        │      │
│        │gaz - Total│      │        │      │
│        │[MWe]      │      │        │      │
│        ├───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Capacitatea│      │        │      │
│        │de generare│      │        │      │
│        │bazată pe  │      │        │      │
│        │gaz -      │      │        │      │
│        │Procent din│      │        │      │
│        │capacitatea│      │        │      │
│        │totală de  │      │        │      │
│        │generare   │      │        │      │
│        │[%]        │      │        │      │
│        ├───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Capacitatea│      │        │      │
│        │de         │      │        │      │
│        │cogenerare │139   │        │      │
│        │- Total    │      │        │      │
│        │[MWe]      │      │        │      │
│        ├───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Capacitatea│      │        │      │
│        │de         │      │        │      │
│        │cogenerare │      │        │      │
│Malta   │- Procentaj│      │        │      │
│        │din        │      │        │      │
│        │capacitatea│      │        │      │
│        │totală de  │      │        │      │
│        │generare   │      │        │      │
│        │[%]        │      │        │      │
│        ├───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Total      │      │        │      │
│        │producţie  │      │        │      │
│        │energie    │2143  │2215    │      │
│        │electrică  │      │        │      │
│        │[GWh]      │      │        │      │
│        ├───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Procent din│      │        │      │
│        │producţia  │      │        │      │
│        │de energie │85.9% │        │      │
│        │electrică  │      │        │      │
│        │bazată pe  │      │        │      │
│        │gaz [%]    │      │        │      │
│        ├───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Procentul  │      │        │      │
│        │de gaz     │      │        │      │
│        │utilizat   │      │        │      │
│        │pentru     │100.0%│        │      │
│        │generarea  │      │        │      │
│        │de energie │      │        │      │
│        │[%]        │      │        │      │
├────────┼───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Capacitatea│      │        │      │
│        │de generare│      │        │      │
│        │bazată pe  │2666  │2184    │2218  │
│        │gaz - Total│      │        │      │
│        │[MWe]      │      │        │      │
│        ├───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Capacitatea│      │        │      │
│        │de generare│      │        │      │
│        │bazată pe  │      │        │      │
│        │gaz -      │      │        │      │
│        │Procent din│14.4% │12.6%   │13.4% │
│        │capacitatea│      │        │      │
│        │totală de  │      │        │      │
│        │generare   │      │        │      │
│        │[%]        │      │        │      │
│        ├───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Capacitatea│      │        │      │
│        │de         │      │        │      │
│        │cogenerare │1448  │        │      │
│        │- Total    │      │        │      │
│        │[MWe]      │      │        │      │
│        ├───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Capacitatea│      │        │      │
│        │de         │      │        │      │
│        │cogenerare │      │        │      │
│România │- Procentaj│      │        │      │
│        │din        │7.8%  │        │      │
│        │capacitatea│      │        │      │
│        │totală de  │      │        │      │
│        │generare   │      │        │      │
│        │[%]        │      │        │      │
│        ├───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Total      │      │        │      │
│        │producţie  │      │        │      │
│        │energie    │55935 │59267   │      │
│        │electrică  │      │        │      │
│        │[GWh]      │      │        │      │
│        ├───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Procent din│      │        │      │
│        │producţia  │      │        │      │
│        │de energie │16.9% │        │      │
│        │electrică  │      │        │      │
│        │bazată pe  │      │        │      │
│        │gaz [%]    │      │        │      │
│        ├───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Procentul  │      │        │      │
│        │de gaz     │      │        │      │
│        │utilizat   │      │        │      │
│        │pentru     │24.3% │        │      │
│        │generarea  │      │        │      │
│        │de energie │      │        │      │
│        │[%]        │      │        │      │
├────────┼───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Capacitatea│      │        │      │
│        │de generare│      │        │      │
│        │bazată pe  │546   │548     │626   │
│        │gaz - Total│      │        │      │
│        │[MWe]      │      │        │      │
│        ├───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Capacitatea│      │        │      │
│        │de generare│      │        │      │
│        │bazată pe  │      │        │      │
│        │gaz -      │      │        │      │
│        │Procent din│14.0% │14.2%   │15.8% │
│        │capacitatea│      │        │      │
│        │totală de  │      │        │      │
│        │generare   │      │        │      │
│        │[%]        │      │        │      │
│        ├───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Capacitatea│      │        │      │
│        │de         │      │        │      │
│        │cogenerare │346   │        │      │
│        │- Total    │      │        │      │
│        │[MWe]      │      │        │      │
│        ├───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Capacitatea│      │        │      │
│        │de         │      │        │      │
│        │cogenerare │      │        │      │
│Slovenia│- Procentaj│      │        │      │
│        │din        │8.9%  │        │      │
│        │capacitatea│      │        │      │
│        │totală de  │      │        │      │
│        │generare   │      │        │      │
│        │[%]        │      │        │      │
│        ├───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Total      │      │        │      │
│        │producţie  │      │        │      │
│        │energie    │17191 │15884   │      │
│        │electrică  │      │        │      │
│        │[GWh]      │      │        │      │
│        ├───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Procent din│      │        │      │
│        │producţia  │      │        │      │
│        │de energie │3.4%  │        │      │
│        │electrică  │      │        │      │
│        │bazată pe  │      │        │      │
│        │gaz [%]    │      │        │      │
│        ├───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Procentul  │      │        │      │
│        │de gaz     │      │        │      │
│        │utilizat   │      │        │      │
│        │pentru     │15.9% │        │      │
│        │generarea  │      │        │      │
│        │de energie │      │        │      │
│        │[%]        │      │        │      │
├────────┼───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Capacitatea│      │        │      │
│        │de generare│      │        │      │
│        │bazată pe  │      │        │      │
│        │gaz - Total│      │        │      │
│        │[MWe]      │      │        │      │
│        ├───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Capacitatea│      │        │      │
│        │de generare│      │        │      │
│        │bazată pe  │      │        │      │
│        │gaz -      │      │        │      │
│        │Procent din│      │        │      │
│        │capacitatea│      │        │      │
│        │totală de  │      │        │      │
│        │generare   │      │        │      │
│        │[%]        │      │        │      │
│        ├───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Capacitatea│      │        │      │
│        │de         │      │        │      │
│        │cogenerare │1610  │        │      │
│        │- Total    │      │        │      │
│        │[MWe]      │      │        │      │
│        ├───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Capacitatea│      │        │      │
│        │de         │      │        │      │
│        │cogenerare │      │        │      │
│Slovacia│- Procentaj│      │        │      │
│        │din        │      │        │      │
│        │capacitatea│      │        │      │
│        │totală de  │      │        │      │
│        │generare   │      │        │      │
│        │[%]        │      │        │      │
│        ├───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Total      │      │        │      │
│        │producţie  │      │        │      │
│        │energie    │28838 │29709   │      │
│        │electrică  │      │        │      │
│        │[GWh]      │      │        │      │
│        ├───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Procent din│      │        │      │
│        │producţia  │      │        │      │
│        │de energie │12.4% │        │      │
│        │electrică  │      │        │      │
│        │bazată pe  │      │        │      │
│        │gaz [%]    │      │        │      │
│        ├───────────┼──────┼────────┼──────┤
│        │Procentul  │      │        │      │
│        │de gaz     │      │        │      │
│        │utilizat   │      │        │      │
│        │pentru     │18.8% │        │      │
│        │generarea  │      │        │      │
│        │de energie │      │        │      │
│        │[%]        │      │        │      │
└────────┴───────────┴──────┴────────┴──────┘




    3.4. Calcularea formulei N-1 la nivelul Grupurilor de risc
    3.4.1. Calcularea formulei N-1 la nivelul Grupului de risc Ucraina
        Formula utilizată pentru calcularea formulei N-1 la nivelul Grupului de risc este cea prevăzută la punctul 4, din Anexa II la Regulament, respectiv formula N-1 prin luarea în considerare a măsurilor axate pe cerere:
        N-1 [%] = [(EP_m + P_m + S_m + GNL_m - I_m) / D_max - D_eff] x 100, N-1 ≥ 100%

        Definiţii ale parametrilor utilizaţi pentru calcularea formulei N-1:

┌─────┬────────────────────────────────┐
│     │Capacitatea tehnică a punctelor │
│     │de intrare (în milioane de mc pe│
│     │zi), altele decât cele aferente │
│     │instalaţiilor de producţie,     │
│     │instalaţiilor GNL şi de stocare,│
│EP_m │simbolizate prin P_m, GNL_m şi  │
│     │S_m, înseamnă suma capacităţilor│
│     │tehnice ale tuturor punctelor de│
│     │intrare de la frontieră capabile│
│     │să furnizeze gaze către zona    │
│     │luată în calcul.                │
├─────┼────────────────────────────────┤
│     │Capacitatea tehnică maximă de   │
│     │producţie (în milioane de mc pe │
│     │zi) înseamnă suma capacităţilor │
│     │tehnice zilnice maxime de       │
│P_m  │producţie ale tuturor           │
│     │instalaţiilor de producţie a    │
│     │gazelor, care pot fi furnizate  │
│     │la punctele de intrare din zona │
│     │luată în calcul.                │
├─────┼────────────────────────────────┤
│     │Capacitatea tehnică maximă de   │
│     │stocare (în milioane de mc pe   │
│     │zi) înseamnă suma capacităţilor │
│     │tehnice zilnice maxime de       │
│     │extracţie din toate instalaţiile│
│     │de stocare, care pot fi         │
│     │furnizate la punctele de intrare│
│S_m  │din zona luată în calcul, ţinând│
│     │seama de caracteristicile fizice│
│     │ale fiecăreia. După cum se      │
│     │specifică în regulament,        │
│     │capacitatea maximă utilizată în │
│     │calcul este evaluată luând în   │
│     │considerare toate depozitele la │
│     │100% şi 30% din volumele lor de │
│     │lucru.                          │
├─────┼────────────────────────────────┤
│     │Capacitatea tehnică maximă a    │
│     │instalaţiilor GNL (în milioane  │
│     │de mc pe zi) înseamnă suma      │
│     │capacităţilor tehnice zilnice   │
│     │maxime de extracţie din toate   │
│     │instalaţiile GNL din zona luată │
│     │în calcul, luând în considerare │
│GNL_m│elemente critice precum         │
│     │descărcarea, serviciile         │
│     │auxiliare, depozitarea temporară│
│     │şi regazeificarea GNL,          │
│     │capacitatea tehnică de extractie│
│     │precum şi capacitatea de        │
│     │interconectare cu transportul   │
│     │reţea.                          │
├─────┼────────────────────────────────┤
│     │Capacitatea tehnică maximă a    │
│I_m  │infrastructurii unice principale│
│     │de gaze de interes comun (în    │
│     │milioane de mc pe zi).          │
├─────┼────────────────────────────────┤
│     │Cererea zilnică totală de gaze  │
│     │pentru întregul grup (în        │
│     │milioane de mc pe zi) pe        │
│D_max│parcursul unei zile cu cerere de│
│     │gaze excepţional de mare,       │
│     │constatată statistic o dată la  │
│     │20 de ani.                      │
├─────┼────────────────────────────────┤
│     │Partea (în milioane de mc pe zi)│
│     │din D_max care, în cazul unei   │
│     │întreruperi a furnizării de     │
│D_eff│gaze, poate fi acoperită într-o │
│     │măsură suficientă şi în timp    │
│     │util prin măsuri de piaţă axate │
│     │pe cerere                       │
└─────┴────────────────────────────────┘


        Pentru a analiza riscul asociat cu întreruperile aprovizionării cu gaze naturale a a rutei ucrainiene, în formula N-1, a fost adoptată ca infrastructură unică principală de gaze: Uzhgorod-Velke Kapusany, punctul de intrare situat la graniţa dintre Slovacia şi Ucraina.
        Datele de mai jos sunt calculate luând în considerare următoarele ipoteze:
    1. Întreruperea aprovizionării prin punctul de intrare Velke Kapusany-Uzhgorod ca infrastructură unică principală de gaze (Im);
    2. Întreruperea completă a importurilor de gaze ruseşti;
    3. Sensibilitatea viitoarelor instalaţii de regazeificare a GNL

        Conform prevederilor Regulamentului, formula N-1 a fost calculată ţinând cont de nivelul de umplere UGS 100%.
        Chiar dacă în fiecare caz valorile rezultate sunt peste 100%, având în vedere redirecţionarea efectivă a principalelor fluxuri de aprovizionare cu gaze ca urmare a invaziei Ucrainei de către Rusia din februarie 2022, rezultatul nu înseamnă că infrastructurile regionale de gaze sunt dimensionate corespunzător pentru a acoperi nivelul cererii maxime a statelor membre implicate. Indicele N-1 nu ia în considerare posibila existenţă a blocajelor interne sau a problemelor induse de funcţionarea defectuoasă a punctelor de interconectare interne sau din cauza lipsei capacităţii disponibile.
        Tabel 27. Calcularea formulei N-1 şi rezultatele

┌─────┬───────────────────────────────────┬───────────────────────────────────┐
│     │                                   │+ viitoare terminale GNL           │
│     ├────────┬────────┬────────┬────────┼────────┬────────┬────────┬────────┤
│     │2022    │2022-09 │No RU*  │No RU*  │2022    │2022-09 │No RU*  │No RU*  │
│     │        │        │2022    │2022-09 │        │        │2022    │2022-09 │
├─────┼────────┼────────┼────────┼────────┼────────┼────────┼────────┼────────┤
│N-1  │189,7%  │189,7%  │166,7%  │166,4%  │194,6%  │194,7%  │171,7%  │171,4%  │
├─────┼────────┼────────┼────────┼────────┼────────┼────────┼────────┼────────┤
│D_max│14554,31│14554,31│14554,31│14554,31│14554,31│14554,31│14554,31│14554,31│
├─────┼────────┼────────┼────────┼────────┼────────┼────────┼────────┼────────┤
│EP_m │13692,60│13702,00│10352,70│10310,90│13692,60│13702,00│10352,70│10310,90│
├─────┼────────┼────────┼────────┼────────┼────────┼────────┼────────┼────────┤
│P_m  │729,09  │729,09  │729,09  │729,09  │729,09  │729,09  │729,09  │729,09  │
├─────┼────────┼────────┼────────┼────────┼────────┼────────┼────────┼────────┤
│S_m  │14022,61│14022,61│14022,61│14022,61│14022,61│14022,61│14022,61│14022,61│
├─────┼────────┼────────┼────────┼────────┼────────┼────────┼────────┼────────┤
│LNG_m│1072,29 │1072,29 │1072,29 │1072,29 │1794,66 │1794,66 │1794,66 │1794,66 │
├─────┼────────┼────────┼────────┼────────┼────────┼────────┼────────┼────────┤
│I_m  │1913,60 │1913,60 │1913,60 │1913,60 │1913,60 │1913,60 │1913,60 │1913,60 │
├─────┼────────┼────────┼────────┼────────┼────────┼────────┼────────┼────────┤
│D_eff│0       │0       │0       │0       │0       │0       │0       │0       │
└─────┴────────┴────────┴────────┴────────┴────────┴────────┴────────┴────────┘


        * În acest caz particular, capacităţile IP-urilor care transportau în mare parte gaz rusesc şi nu mai au flux fizic (Greifswald, Kondratki, Tieterowka, Wysokoje, Orlovka) au fost eliminate şi nu au fost considerate drept principala infrastructură regională. Trebuie remarcat faptul că punctele Drozdovichi (UA-PL) şi Uzgorod-Velke Kapusany (UA-SK) prezintă încă fluxuri. Velke Kapusany rămâne principala infrastructură de capacitate.

    3.4.2. Calcularea formulei N-1 la nivelul Grupului de risc Transbalcanic
        Conform punctului 5 din Anexa II la Regulament, pentru calcularea formulei N-1 la nivel regional, se foloseşte infrastructura unică principală de gaze de interes comun din regiune care contribuie direct sau indirect la alimentarea cu gaze a grupului de risc în cauză. Pentru a analiza riscul asociat cu întreruperile aprovizionării cu gaze naturale în cadrul Grupului de risc Transbalcanic a fost adoptat ca infrastructură unică principală de gaze de interes comun punctul de interconectare Strandzha 2 - Malkoclar.
        Tabel 28. Cererea maximă istorică (Dmax)

┌───────────────────────┬──────────────┐
│SM                     │GWh/d         │
├───────────────────────┼──────────────┤
│Bulgaria               │177.13        │
├───────────────────────┼──────────────┤
│Grecia                 │311.65        │
├───────────────────────┼──────────────┤
│România                │770.40        │
├───────────────────────┼──────────────┤
│Ungaria                │748.14        │
├───────────────────────┼──────────────┤
│Grup de risc           │1903.06       │
└───────────────────────┴──────────────┘


        Prezentarea valorilor estimate în formula N-1 se realizează pentru următoarele două situaţii, în funcţie de capacitatea de stocare subterană:
    - 100% din volumul de lucru de gaz stocat în zonă;
    – 30% din volumul de lucru de gaz stocat în zonă.

        Pentru calculul formulei N-1, întreaga regiune care cuprinde cele patru State Membre este considerată o singură "zonă calculată" şi sunt luate în considerare doar punctele de intrare care leagă regiunea de ţările din afara regiunii. Punctele transfrontaliere din interiorul regiunii nu sunt incluse. Medieşu (EP1), Ungheni (IP1) Isaccea (EP2) sunt puncte de intrare în România. În Bulgaria gazul intră la Strandzha 2- Malkoclar şi curge spre Grecia, la Sidirokastron, Macedonia de Nord şi Serbia, la Zidilovo (EXP1) şi Kireevo (EXP2). Cantităţi suplimentare intră în Bulgaria din noua conductă ICGB (EP10). Kipoi (EP8), Nea Mesimvria (EP9) sunt punctele de intrare în Grecia. Pentru Ungaria, gazele intră în regiune în Bereg (EP3) din Ucraina, Balassagyarmat (EP5) din Slovacia, Mosonmagyarovar (EP4) din Austria, Dravaszerdahely (EP6) din Croaţia şi Kiskundorozsma (EP7) din Serbia.
        Tabel 29. Capacitatea tehnică (fermă) a punctelor de intrare şi ieşire din regiune în GWh/zi (2022)

┌────────────────────────┬──────────────────┬───────────────┬─────────────────────┐
│România                 │Bulgaria          │Grecia         │Ungaria              │
├─────────────┬──────────┼──────────┬───────┼─────────┬─────┼───────────────┬─────┤
│             │          │Strandzha │       │         │     │               │     │
│Isaccea      │201.9     │2-        │572    │Kipoi    │48.6 │Bereg          │517.5│
│(Ucraina)    │          │Malkoclar │       │(Turcia) │     │(Ucraina)      │     │
│             │          │(Turcia)  │       │         │     │               │     │
├─────────────┼──────────┼──────────┼───────┼─────────┼─────┼───────────────┼─────┤
│Ungheni      │          │ICGB -    │       │Nea      │     │Balassagyarmat │     │
│(Moldova)    │21.5      │Komotini  │96.66  │Mesimvria│53.37│(Slovacia)     │129  │
│             │          │(TAP)     │       │(TAP)    │     │               │     │
├─────────────┼──────────┼──────────┼───────┼─────────┼─────┼───────────────┼─────┤
│Mediesu-Aurit│0         │          │       │         │     │Mosonmagyarovar│153.1│
│(Ucraina)    │(inactive)│          │       │         │     │(Austria)      │     │
├─────────────┼──────────┼──────────┼───────┼─────────┼─────┼───────────────┼─────┤
│             │          │Kireevo   │       │         │     │Dravaszerdahely│     │
│             │          │(Serbia   │401.16*│         │     │(Croaţia)      │51.7 │
│             │          │Ieşire)   │       │         │     │               │     │
├─────────────┼──────────┼──────────┼───────┼─────────┼─────┼───────────────┼─────┤
│             │          │Zidilovo  │       │         │     │               │     │
│             │          │(Macedonia│27.16* │         │     │Kiskundorozsma │245.8│
│             │          │de Nord   │       │         │     │(Serbia)       │     │
│             │          │Ieşire)   │       │         │     │               │     │
├─────────────┴──────────┴──────────┴───────┴─────────┴─────┴───────────────┴─────┤
│1662.81                                                                          │
│(total)                                                                          │
└─────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────┘


        * Operaţionalizarea ICGB din Octombrie 2022.
        ** capacitatea fermă a punctelor de ieşire este scăzută din capacitatea totală a punctelor de intrare. Aceste puncte sunt utilizate în principal ca puncte de ieşire.
        N-1 este estimat pentru perioada 2022, luând în considerare funcţionarea infrastructurii finalizate în regiune (exemplu, conducta ICGB). La conversia de la GWh/zi la M(S)mc/zi s-a aplicat un factor de conversie de 10,7 KWh/mc.
        Tabel 30. Parametrii utilizaţi pentru calculul formulei N-1 pentru Grupul de risc Transbalcanic, fără Deff

┌─────────────────────┬────────────────┐
│                     │2022            │
├─────────────────────┼────────┬───────┤
│                     │M(S)mc/ │GWh/zi │
│                     │zi      │       │
├─────────────────────┼────────┼───────┤
│EPm (total)          │155.40  │1662.81│
├─────────────────────┼────────┼───────┤
│Bulgaria             │22.46   │240.34 │
├─────────────────────┼────────┼───────┤
│Greece               │9.53    │101.97 │
├─────────────────────┼────────┼───────┤
│Ungaria              │102.53  │1097.10│
├─────────────────────┼────────┼───────┤
│România              │20.88   │223.40 │
├─────────────────────┼────────┼───────┤
│Pm (total)           │31.16   │333.39 │
├─────────────────────┼────────┼───────┤
│Bulgaria             │0.60    │6.42   │
├─────────────────────┼────────┼───────┤
│Grecia               │0.00    │0.00   │
├─────────────────────┼────────┼───────┤
│Ungaria              │6.47    │69.23  │
├─────────────────────┼────────┼───────┤
│România              │24.09   │257.74 │
├─────────────────────┼────────┼───────┤
│Sm (total) (100%     │112.39  │1202.54│
│umplere)             │        │       │
├─────────────────────┼────────┼───────┤
│Bulgaria             │3.77    │40.30  │
├─────────────────────┼────────┼───────┤
│Grecia               │0.00    │0.00   │
├─────────────────────┼────────┼───────┤
│Ungaria              │78.48   │839.71 │
├─────────────────────┼────────┼───────┤
│România              │30.14   │322.53 │
├─────────────────────┼────────┼───────┤
│Sm (total) (30%      │90.23   │965.41 │
│umplere)             │        │       │
├─────────────────────┼────────┼───────┤
│Bulgaria             │3.20    │34.28  │
├─────────────────────┼────────┼───────┤
│Grecia               │0.00    │0.00   │
├─────────────────────┼────────┼───────┤
│Ungaria              │65.92   │705.36 │
├─────────────────────┼────────┼───────┤
│România              │21.10   │225.77 │
├─────────────────────┼────────┼───────┤
│LNGm (total)         │20.99   │224.59 │
├─────────────────────┼────────┼───────┤
│Bulgaria             │0.00    │0.00   │
├─────────────────────┼────────┼───────┤
│Grecia               │20.99   │224.59 │
├─────────────────────┼────────┼───────┤
│Ungaria              │0.00    │0.00   │
├─────────────────────┼────────┼───────┤
│România              │0.00    │0.00   │
├─────────────────────┼────────┼───────┤
│Im                   │53.46   │572.00 │
├─────────────────────┼────────┼───────┤
│Dmax (total)         │177.86  │1903.06│
└─────────────────────┴────────┴───────┘


┌──────────────────────────┬─────┬─────┐
│Deff                      │0.00 │0.00 │
├──────────────────────────┼─────┴─────┤
│N-1 (%) (100% umplere)    │149.83%    │
├──────────────────────────┼───────────┤
│N-1 (%) (30% umplere)     │137.37%    │
└──────────────────────────┴───────────┘


        Tabel 31. Parametrii utilizaţi pentru calculul formulei N-1 pentru Grupul de risc Transbalcanic, cu Deff

┌─────────────────────┬────────────────┐
│                     │2022            │
├─────────────────────┼────────┬───────┤
│                     │M(S)mc/ │GWh/zi │
│                     │zi      │       │
├─────────────────────┼────────┼───────┤
│EPm (total)          │155.40  │1662.81│
├─────────────────────┼────────┼───────┤
│Bulgaria             │22.46   │240.34 │
├─────────────────────┼────────┼───────┤
│Grecia               │9.53    │101.97 │
├─────────────────────┼────────┼───────┤
│Ungaria              │102.53  │1097.10│
├─────────────────────┼────────┼───────┤
│România              │20.88   │223.40 │
├─────────────────────┼────────┼───────┤
│Pm (total)           │31.16   │333.39 │
├─────────────────────┼────────┼───────┤
│Bulgaria             │0.60    │6.42   │
├─────────────────────┼────────┼───────┤
│Grecia               │0.00    │0.00   │
├─────────────────────┼────────┼───────┤
│Ungaria              │6.47    │69.23  │
├─────────────────────┼────────┼───────┤
│România              │24.09   │257.74 │
├─────────────────────┼────────┼───────┤
│Sm (total) (100%     │112.39  │1202.54│
│umplere)             │        │       │
├─────────────────────┼────────┼───────┤
│Bulgaria             │3.77    │40.30  │
├─────────────────────┼────────┼───────┤
│Grecia               │0.00    │0.00   │
├─────────────────────┼────────┼───────┤
│Ungaria              │78.48   │839.71 │
├─────────────────────┼────────┼───────┤
│România              │30.14   │322.53 │
├─────────────────────┼────────┼───────┤
│Sm (total) (30%      │90.23   │965.41 │
│umplere)             │        │       │
├─────────────────────┼────────┼───────┤
│Bulgaria             │3.20    │34.28  │
├─────────────────────┼────────┼───────┤
│Grecia               │0.00    │0.00   │
├─────────────────────┼────────┼───────┤
│Ungaria              │65.92   │705.36 │
├─────────────────────┼────────┼───────┤
│România              │21.10   │225.77 │
├─────────────────────┼────────┼───────┤
│LNGm (total)         │20.99   │224.59 │
├─────────────────────┼────────┼───────┤
│Bulgaria             │0.00    │0.00   │
├─────────────────────┼────────┼───────┤
│Grecia               │20.99   │224.59 │
├─────────────────────┼────────┼───────┤
│Ungaria              │0.00    │0.00   │
├─────────────────────┼────────┼───────┤
│România              │0.00    │0.00   │
├─────────────────────┼────────┼───────┤
│Im                   │53.46   │572.00 │
├─────────────────────┼────────┼───────┤
│Dmax (total)         │177.86  │1903.06│
├─────────────────────┼────────┼───────┤
│Deff                 │5.72    │61.20  │
├─────────────────────┼────────┼───────┤
│N-1 (%) (100%        │154.    │81%    │
│umplere)             │        │       │
├─────────────────────┼────────┴───┬───┤
│N-1 (%) (30% umplere)│141.93%     │   │
└─────────────────────┴────────────┴───┘


        Tabel 32. Formula N-1 pentru grupul de risc transbalcanic - toate cazurile

┌──────────────────────────────┬───────┐
│N-1                           │2022   │
├────────┬─────────────────────┼───────┤
│        │N-1 (%) (100%        │149.83%│
│fără    │umplere)             │       │
│Deff    ├─────────────────────┼───────┤
│        │N-1 (%) (30% umplere)│137.37%│
├────────┼─────────────────────┼───────┤
│        │N-1 (%) (100%        │154.81%│
│cu Deff │umplere)             │       │
│        ├─────────────────────┼───────┤
│        │N-1 (%) (30% umplere)│141.93%│
└────────┴─────────────────────┴───────┘


        Tabel 33. Puncte de interconectare cu capacitate bidirecţională între statele membre ale Grupului de risc transbalcanic

┌────────────────┬─────────────────────┐
│Punct de        │Capacitate (MSmc/d) -│
│interconectare  │15°C/15°C            │
├────────────────┼──────────┬──────────┤
│Csanadpalota    │7.2       │6.72      │
│(HU-RO)         │(HU→RO)   │(RO→HU)   │
├────────────────┼──────────┼──────────┤
│Ruse-Giurgiu    │2.52      │4.11      │
│(BG-RO)         │(BG→RO)   │(RO→BG)   │
├────────────────┼──────────┼──────────┤
│Kulata/         │11.1      │6.1       │
│Sidirokastro    │(BG→GR)   │(GR→BG)   │
│(BG-GR)         │          │          │
├────────────────┼──────────┼──────────┤
│Negru-Voda I    │14.54     │6.3       │
│(BG-RO)         │(BG→RO)   │(RO→BG)   │
└────────────────┴──────────┴──────────┘



    3.4.3. Calcularea formulei N-1 la nivelul Grupului de risc Caspic
        Conform prevederilor Anexei II la Regulament, pentru calcularea "Formulei N - 1 la nivel regional" se utilizează infrastructură unică principală de gaze de interes comun; infrastructură unică principală de gaze de interes comun pentru grupul de risc Caspic este punctul de interconectare Velke Kapusany-Uzhgorod.
        Conform prevederilor Regulamentului, formula N-1 a fost calculată luând în considerare capacitatea UGS 100%.
        Chiar dacă în fiecare caz valorile rezultate sunt peste 100%, având în vedere redirecţionarea efectivă a principalelor fluxuri de aprovizionare cu gaze ca urmare a invaziei Ucrainei de către Rusia din februarie 2022, rezultatul nu înseamnă că infrastructurile regionale de gaze sunt dimensionate corespunzător pentru a acoperi nivelul cererii maxime a statelor membre implicate. Indicele N-1 nu ia în considerare posibila existenţă a blocajelor interne sau a problemelor induse de funcţionarea defectuoasă a punctelor de interconectare interne sau din cauza lipsei capacităţii disponibile.
        Tabel 34. Calcularea formulei N-1 şi rezultatele

┌─────┬───────────────────────────────┬───────────────────────────────┐
│     │                               │+ capacitătile viitoare de GNL │
│     ├───────┬───────┬───────┬───────┼───────┬───────┬───────┬───────┤
│     │2022   │2022-09│No RU* │No RU* │2022   │2022-09│No RU* │No RU* │
│     │       │       │2022   │2022-09│       │       │2022   │2022-09│
├─────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┤
│N-1  │189,7% │191,7% │179,5% │180,9% │194,6% │196,6% │184,4% │185,9% │
├─────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┤
│D_max│7362,32│7362,32│7362,32│7362,32│7362,32│7362,32│7362,32│7362,32│
├─────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┤
│EP_m │8830,60│8978,20│8079,30│8185,60│8830,60│8978,20│8079,30│8185,60│
├─────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┤
│P_m  │435,09 │435,09 │435,09 │435,09 │435,09 │435,09 │435,09 │435,09 │
├─────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┤
│S_m  │5715,64│5715,64│5715,64│5715,64│5715,64│5715,64│5715,64│5715,64│
├─────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┤
│LNG_m│897,60 │897,60 │897,60 │897,60 │1260,58│1260,58│1260,58│1260,58│
├─────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┤
│I_m  │1913,60│1913,60│1913,60│1913,60│1913,60│1913,60│1913,60│1913,60│
├─────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┼───────┤
│D_eff│0      │0      │0      │0      │0      │0      │0      │0      │
└─────┴───────┴───────┴───────┴───────┴───────┴───────┴───────┴───────┘

        * În acest caz particular, capacităţile IP-urilor care transportau în mare parte gaz rusesc nu mai au flux fizic (Orlovka) au fost eliminate şi nu au fost considerate drept principala infrastructură regională. Trebuie remarcat faptul că punctul Velke Kapusany- Uzhgorod (UA-SK) prezintă încă fluxuri şi rămâne principala infrastructură de gaze.



    3.5. Concluzii
    3.5.1. Concluzii cu privire la evaluările comune de risc pentru grupurile din care România face parte (cu accent pe situaţiile care vizează România):
     Identificarea principalei surse de risc, la nivel geopolitic (oprirea furnizării de gaze ruseşti către UE), este factorul geopolitic fără precedent care s-a aflat în centrul activităţii diferitelor grupuri de risc, ca fiind evenimentul cel mai sever şi cu probabilitatea cea mai mare care poate afecta reţeaua de gaze a UE. Practica evaluării riscurilor, în cadrul Regulamentului (UE) 2017/1938 privind securitatea aprovizionării cu gaze, a analizat evenimentele specifice grupurilor de risc şi sursele de risc, identificate şi modelate cu cea mai mare acurateţe posibilă, cu o acoperire geografică limitată. Circumstanţele actuale au sugerat extinderea acoperirii geografice pentru a oferi un set comun de condiţii limită pentru analizele cantitative.
        JRC a efectuat simulări de modelare pe un scenariu de risc, şi anume sistarea tuturor livrărilor de gaze ruseşti către UE, începând cu 1 octombrie 2022. Acest scenariu de risc paneuropean are un impact şi o probabilitate ridicată în comparaţie cu alte potenţiale scenarii de risc. Astfel, JRC a analizat o serie de variante (48 de simulări) pentru a lua în considerare (i) două strategii de gestionare a crizelor (necooperant vs. cooperant), (ii) incertitudinea asupra profilurilor consumului de gaze (consum istoric din 2015 până în 2021), (iii) condiţiile limită de stocare subterană a gazelor care conduc la două strategii diferite de gestionare a stocării (securitate a aprovizionării pe termen scurt versus pe termen lung) şi (iv) capacitatea punctelor de interconectare între ţările vecine (activităţi obişnuite vs. debitele maxime în condiţii de criză indicate de unele state membre).
        În plus, au fost efectuate o serie de analize de senzitivitate:
    - Regulamentul (UE) 2022/1369 stabileşte un obiectiv pentru toate statele membre (SM) de a reduce cererea de gaze cu 15 % între 1 august 2022 şi 31 martie 2023. Regulamentul oferăComisiei, de asemenea, posibilitatea de a declara, după consultarea statelor membre, o "stare de alertă a Uniunii" privind securitatea aprovizionării, impunând o reducere obligatorie a cererii de gaze pentru toate statele membre. În acest sens, au fost simulate 36 de scenarii suplimentare prin scăderea cererii de-a lungul orizontului de optimizare cu 5%, 10% şi 15%. Aceste reduceri se menţin şi după iarna 2022-2023.
    – Raportul a introdus, de asemenea, scenarii de risc suplimentare, de interes pentru diferitele grupuri de risc, care nu au legătură cu furnizarea de gaze din Rusia. Pe lângă întreruperea totală a aprovizionării cu gaze ruseşti, au fost examinate şapte evenimente de risc, şi anume (i) întreruperea totală a furnizării de gaze din Algeria timp de două luni, (ii) întreruperea parţială a conductei Transmed timp de cinci luni, (iii) întreruperea totală a conductei Europipe 2 care ajunge la Dornum (întreruperea parţială a fluxurilor de gaze norvegiene) timp de două luni, (iv) întreruperea totală a gazelor prin interconectorul Csanadpalota care leagă Ungaria şi România, timp de o lună, (v) întreruperea totală a depozitului de înmagazinare Stenlille (fără retragere) timp de două săptămâni, (vi) o perioadă de frig de două săptămâni în UE şi (vii) perturbarea totală a rutei azere timp de două luni. În total, au fost efectuate 84 de simulări pentru a analiza toate aceste scenarii de risc.


    3.5.2. Concluzii privind evaluarea comună a riscurilor a grupului de risc Ucraina:
        Grupul de risc pentru furnizarea de gaze din Est s-a concentrat pe ruta de aprovizionare cu gaze din Ucraina, după ce a luat în considerare standardele de infrastructură şi aprovizionare, a definit clienţii protejaţi pentru fiecare stat membru implicat şi rezultatele analizei JRC privind riscul de întrerupere a aprovizionării din Rusia.
        ● Strategia de gestionare a stocării pe termen scurt (0% din GIS (gaz depozitat/gas in storage) la sfârşitul anului 2023), cu o abordare cooperantă, duce la o reducere a consumului de gaze cu aproximativ 6,3-6,6 miliarde de metri cubi. În acest caz, Germania, România şi Ungaria sunt ţările din grupul de risc cu cea mai mare reducere a consumului de gaze (în medie, cu 1 miliard de metri cubi);
        ● Strategia de gestionare a stocării pe termen scurt, cu o abordare cooperantă, conduce la o reducere a consumului de gaze cu aproximativ 6,3-6,6 miliarde de metri cubi pentru Grupul de Risc; Reducere consum de gaze - ţări (în termeni absoluţi): Germania, România şi Ungaria: în medie, 1 miliard de metri cubi;
        ● Strategia de gestionare a stocării pe termen lung (GIS - gaz depozitat/gas in storage) la sfârşitul anului 2023 egal cu cele observate la sfârşitul anului 2021), cu o abordare necooperantă, duce la cea mai mare reducere pentru Grupul de Risc: în jur de 33-34 miliarde de metri cubi. În termeni relativi, reducerea în România este de aproximativ 20%;


    3.5.3. Concluzii privind evaluarea comună a riscurilor pentru grupul de risc transbalcanic:
        ● Contextul necooperant atunci când se presupune o strategie de gestionare a stocării pe termen scurt (cu alte cuvinte, depozitele ar putea fi utilizate cât mai mult posibil în timpul iernii 20222023) conduce la 3,9 miliarde de metri cubi, în medie, deficit de gaz în grupul de risc, deficit care variază între 0 şi 7,8 miliarde de metri cubi în funcţie de scenariul cererii.;
        ● Abordarea cooperantă, atunci când se presupune o strategie de management al stocării pe termen scurt, scade reducerea consumului de gaze la aproximativ 2,2 miliarde de metri cubi. Într-o astfel de abordare, cererea nesatisfăcută este de 1 miliard de metri cubi atât pentru România, cât şi pentru Ungaria. Cea mai mare valoare pentru reducerea consumului de gaze (cu 1/6 probabilitate) se ridică la aproximativ 1,7 miliarde de metri cubi pentru România. În termeni relativi, în cazul României, cererea de gaze nesatisfăcută este de 13%;
        ● Asumarea unei strategii de gestionare a stocării pe termen lung previne epuizarea depozitelor în timpul iernii viitoare. Reducerea medie a consumului de gaze în cazul necooperant al scenariului gestionării stocării pe termen lung se ridică la 8,3 miliarde de metri cubi şi de 3,4 miliarde de metri cubi în scenariile care implică cooperare. În termeni absoluţi, cea mai mare reducere este identificată în România (în medie, 1,5 miliarde de metri cubi pe timpul iernii). În termeni relativi, cererea nesatisfăcută de gaze ajunge la 20% pentru toate ţările aparţinând grupului de risc, cu excepţia Greciei. În scenariile necooperante, distribuţia reducerii consumului este diferită la nivelul ţărilor. Un impact puţin mai scăzut se poate observa doar în România: 19% faţă de 20% din scenariul cooperant corespunzător;
        ● Rezultatele privind reducerea zilnică maximă de gaze nu indică tipare comune în rândul statelor membre din grupul de risc. Indiferent de condiţiile limită de stocare şi de cooperare, rezultatele pentru România arată o reducere maximă a gazelor în intervalul cuprins între 13 şi 15 milioane metri cubi/zi. În termeni relativi, identificăm în România reduceri de 23%.

    3.5.4. Concluzii privind evaluarea comună a riscurilor pentru grupul de risc Caspian:
        ● Contextul necooperant atunci când se presupune o strategie de gestionare a stocării pe termen scurt (cu alte cuvinte, depozitele ar putea fi utilizate cât mai mult posibil în timpul iernii 20222023) duce la 5 miliarde de metri cubi consum nesatisfăcut de gaz, în medie, în grupul de risc, însă variază între 0 şi 10 miliarde de metri cubi în funcţie de scenariul cererii. În termeni relativi, reducerea consumului de gaze este în jur de 7% în România;
        ● Abordarea cooperantă scade reducerea consumului de gaze cu 3,5 miliarde de metri cubi atunci când se presupune o strategie de gestionare a stocării pe termen scurt. În aceste condiţii, cererea nesatisfăcută în cazul celui mai rău scenariu al cererii este de aproximativ 5 miliarde de metri cubi. În termeni absoluţi, reducerile medii sunt menţinute sub 1 miliard de metri cubi (mai puţin de 20% din cererea de gaze corespunzătoare) pentru toate ţările aparţinând grupului de risc;
        ● Asumarea unei strategii de gestionare pe termen lung a stocării previne epuizarea depozitelor în timpul iernii viitoare. În consecinţă, reducerea medie la nivelul grupului de risc creşte la 19,5 miliarde de metri cubi, în cadrul unei abordări necooperante şi la 12,2 miliarde de metri cubi, în cazul unei abordări cooperante. Cu toate acestea, reducerea maximă atinsă în cadrul unei strategii necooperante este de aproape 25 miliarde de metri cubi, mult mai mare decât în cadrul unei strategii cooperante (aproximativ 15 miliarde de metri cubi). În termeni relativi, cererea nesatisfăcută de gaze este menţinută sub 20% pentru toate ţările aparţinând grupului de risc; în schimb, în scenariul necooperant, reducerile ating 19% în România.



    4. REZUMATUL EVALUĂRII RISCURILOR
        Conform prevederilor articolului 7, alineatul (2) din Regulament, Ministerul Energiei prin Autoritatea Competentă, desemnată în baza Regulamentului, a participat la elaborarea evaluărilor comune, pentru fiecare Grup de risc din care România face parte, respectiv Ucraina, Transbalcanic şi Caspic.
    4.1. Evaluarea naţională a riscurilor
        Conform analizelor efectuate, în cazul apariţiei unor riscuri majore legate de întreruperea aprovizionării cu gaze naturale de import, poate exista o lipsă de acoperire a cererii de gaze pentru o perioadă de timp, de maximum 17 mil. mc/zi.
    4.1.1. Scenarii de risc privind aprovizionarea cu gaze naturale în România
        Scenariile de risc referitoare la aprovizionarea cu gaze naturale în România care au fost analizate sunt următoarele:
        Scenariu 1: Deficitul de import în timpul iernii (Limitarea/încetarea aprovizionării cu gaze naturale din ţări terţe către Uniunea Europeană). În situaţia în care achiziţiile de gaze naturale din import sunt limitate sau oprite, în timpul iernii, în perioadele de frig crescut, deficitul de gaze naturale poate ajunge la maxim 17 mcm/zi. Este necesară definirea unei liste de consumatori neprotejaţi prin a căror limitare sau suspendare a consumului, va fi acoperit deficitul, asigurând echilibrul SNT.
        Scenariu 2: Perturbări din motive tehnice (Defecţiuni tehnice ale SNT/depozitelor de înmagazinare a gazelor naturale), în sezonul rece, al livrării în SNT a unei cantităţi maxime de gaze de aproximativ 15 mil. mc/zi din depozitele de înmagazinare a gazelor naturale. O parte din această cantitate poate fi asigurată prin suplimentarea importului de gaze, dar se aşteaptă ca un volum de maxim 17 mil. mc/zi să nu poată fi acoperit în cazul limitării/încetării aprovizionării cu gaze naturale din ţări terţe. Pentru acest scenariu este, de asemenea, necesar să se definească mecanismul de piaţă şi cadrul contractual privind întreruptibilitatea voluntară/garantată, pentru a compensa deficitul de gaze naturale.
        Scenariu 3: Condiţii meteo extreme (Dezechilibre sursă-consum) - temperaturi foarte scăzute, în timpul sezonului rece, pe intervale mari de timp, de cel puţin 7-8 zile. Din experienţa din anii trecuţi, într-o astfel de perioadă sunt incluse şi ţările implicate în exportul şi tranzitul de gaze naturale în România. Astfel, cantităţile de gaze naturale importate sunt substanţial diminuate, ceea ce duce - din nou - la necesitatea definirii mecanismului de piaţă şi a cadrului contractual privind întreruptibilitatea voluntară/garantată, pentru a compensa deficitul de gaze naturale, respectiv cantităţi de maxim 17 mil. mc/zi.
        Scenariu 4: Dezechilibre majore pe una dintre principalele sensuri de transmisie ale SNT (Arad-Szeged, Negru Vodă): va trebui definită o listă cu consumatorii neprotejaţi asociaţi zonei de sistem afectate, rezultând astfel, la nivelul întreg SNT, o listă cu consumatorii neprotejati delimitaţi pe zone susceptibile de a fi afectate de dezechilibrul unei direcţii de consum.
        Scenariul 5: întreruperea completă a importurilor de gaze ruseşti prin conductă începând cu 1 octombrie 2022 şi prelungită pe toată durata iernii 2022-2023 şi până la sfârşitul anului 2023. UE a cunoscut o deteriorare progresivă a importurilor de gaze ruseşti către UE, ale căror valori sa redus deja cu peste 80% faţă de media anilor 2016-2021 (septembrie şi octombrie) şi este în scădere progresivă. Potrivit CRA-urilor dezvoltate de Grupurile de Risc, întreruperea completă a fluxurilor de gaze ruseşti este foarte probabilă, având o probabilitate apropiată de 1.
        Acest scenariu de risc este încă relevant pentru unele ţări din Grupurile de Risc şi România ar putea fi, de asemenea, afectată într-o manieră notabilă.


    4.2. Matricea riscurilor
        Matricea riscurilor este modalitatea adecvată de a reprezenta rezultatele unei evaluări calitative. Pe axa x sunt reprezentate clasele de probabilităţi, iar pe axa y sunt reprezentate clasele de consecinţe.
        Tabelul 34. prezintă matricea riscurilor care descrie clasificarea scenariilor de risc pe baza scalelor de impact şi de probabilitate selectate, pe baza scenariilor de risc identificate şi analizate în riscurile regionale comune.
        Tabel 35. Matricea riscurilor (a se vedea imaginea asociată)


    4.3. Principalele concluzii
        Structura fizică a Sistemului Naţional de Transport oferă posibilitatea identificării şi constituirii unor culoare de transport gaze naturale care să răspundă atât necesităţilor privind asigurarea alimentării cu gaze naturale a diferitelor zone de consum din ţară cât şi necesităţilor privind transferul prin sistemul românesc a unor cantităţi de gaze naturale între sistemele ţărilor vecine, ca o cerinţă impusă de liberalizarea pieţelor gazelor naturale şi de reglementările europene.
        Prin implementarea programelor de investiţii, Transgaz S.A. a generat un grad sporit de flexibilitate în operarea reţelei naţionale de transport a gazelor naturale prin creşterea nivelului de echilibrare şi a limitelor de funcţionare funcţie de Line Pack la 68,0 ÷ 75,0 mil. mc (starea normală) / 75,0 ÷ 78,0 mil. mc (starea optimă), în vederea asigurării preluării gazelor naturale extrase din perimetrele de producţie şi din surse importate pentru a acoperi cererea participanţilor la piaţa internă.
        În ceea ce priveşte sursele de aprovizionare interne, eventualele incidente care pot afecta procesul de producţie în amonte de SNT pot fi remediate în timp util (în termen de 48 de ore, timpul mediu pentru restabilirea situaţiei normale este de aproximativ 8 ore) fără impact semnificativ în furnizarea de gaze naturale către consumatorii finali. Procedurile interne ale producătorilor oferă o mai mare flexibilitate a aprovizionării, fiind disponibile mecanisme de redirecţionare/ compensare în cazul indisponibilităţii capacităţilor în perioada de intervenţie.
        Sistemul de înmagazinare subterană a gazelor naturale din România este unul dintre elementele care contribuie la optimizarea utilizării infrastructurii de transport a gazelor naturale şi la echilibrarea sistemului, contribuie la crearea unui echilibru între consum şi producţia internă şi importuri şi la creşterea eficienţei SNT, ajutând în mod semnificativ la asigurarea aprovizionării cu gaze către clienţii finali în cazul întreruperii sau limitării alimentării cu gaze naturale.
        Riscurile asociate activităţii de înmagazinare subterană a gazelor naturale (injecţie şi extracţie) sunt în principal de natură comercială, din cauza dezvoltării surselor actuale de aprovizionare la preţ competitiv care ar putea duce la circumstanţe nefavorabile pentru procesul de stocare. Având în vedere că gazele naturale stocate reprezintă surse de consum curente în sezonul de iarnă - nu numai pentru a acoperi vârful de consum - se recomandă ca în viitor activitatea de înmagazinare subterană să fie optimizată prin creşterea capacităţii zilnice de extracţie şi utilizarea depozitelor în regim multi-ciclu.
        Producţia de energie electrică ar putea fi afectată de disfuncţionalităţile aprovizionării cu gaze naturale în România, deoarece producţia de energie electrică în centralele pe hidrocarburi (gaze naturale) reprezintă aproximativ 17% din producţia totală de energie electrică iar perspectiva este creşterea acestei cote prin implementarea noii politici ecologice europene.*26)
        *26) Transelectrica, Plan de dezvoltare RET 2022-2031, pag. 43, Anexe, pag. 7,8; Raport lunar, decembrie 2022, pagina 9

        România are cea mai mare piaţă gazieră din regiune şi cea mai mică dependenţă de importuri, înregistrează 80% din producţia din regiune. Deşi există o scădere a producţiei interne de gaze naturale, România are încă un potenţial ridicat de producţie internă, cu posibilităţi de dezvoltare viitoare odată ce capacităţile de producţie din perimetrele din Marea Neagră vor începe să producă. În ceea ce priveşte Sistemul Naţional de Transport, riscurile tehnice nu pot avea un efect decisiv în declanşarea unei crize în aprovizionarea cu gaze naturale. Operatorul de Sistem de Transport Transgaz SA deţine toate metodele şi procedurile de intervenţie în timp util, astfel încât timpul mediu de restabilire a alimentării cu gaze în regiunea afectată este de 48 de ore. "Sensibilitatea" Sistemului Naţional de Transport este cauzată în principal de factori externi, în special pe direcţiile de import din ţări terţe către Uniunea Europeană, precum şi de factori de stres determinaţi de evenimentele meteorologice.
        Rezultatul obţinut pentru formula N - 1, şi anume N - 1 = 114,9% > 100%, arată că în cazul întreruperii celei mai mari infrastructuri de gaze, capacitatea infrastructurii rămase va fi capabilă să asigure cantitatea necesară de gaz pentru satisfacerea cererii de gaze din regiune într-o zi de cerere excepţional de mare de gaze (care apare cu o probabilitate statistică de o dată la 20 de ani). În concluzie, faptul că valoarea formulei N - 1 este peste 100%, înseamnă că infrastructurile naţionale de gaze sunt dimensionate corespunzător pentru a acoperi cererea maximă din România. Sistemul Naţional de Transmisie este menţinut cu atenţie la un nivel corespunzător şi nu asigură nicio problemă de îndeplinire a standardului N-1.
        Finalizarea implementării Proiectului Bulgaria - România - Ungaria - Austria (BRUA) faza I asigură posibilitatea fizică a fluxului invers permanent între interconexiunile cu Bulgaria şi Ungaria, asigurând următoarele capacităţi de transport gaze naturale: capacitate de transport către Ungaria 1,75 bcm /an, respectiv 1,5 bcm /an către Bulgaria.
        Creşterea capacităţii de transport a Interconectorului dintre România şi Ungaria, pe direcţia RO- HU*27)
        *27) https://www.transgaz.ro/ro/anunţ-privind-creşterea-capacităţii-tehnice-punct-de-interconectare-direcţia-csanadpalota

        Ca urmare a optimizării sistemului de transport între Transgaz SA din România şi FGSZ Ungaria, capacitatea tehnică a Interconexiunii Arad-Csanadpalota pentru transportul gazelor naturale din România în Ungaria a crescut de la 280 mii metri cubi pe oră la 300 mii cubi. metri pe oră, începând cu 1 octombrie 2023 (aprox. 2,6 miliarde de metri cubi).
        Dezvoltarea este considerată de operatorii de sisteme de transport drept un prim pas important al iniţiativei "Solidarity Ring", care are ca scop asigurarea unei capacităţi sporite de transport pentru sursele alternative de gaze provenite din sud către regiunea Europei Centrale şi de Est prin cooperarea între operatorii de sistem din Bulgaria, România, Ungaria şi Slovacia*28).
        *28) La 25 aprilie 2023, la Sofia a fost semnat Memorandumul de Înţelegere pentru încurajarea cooperării dintre Transgaz (România), Bulgartransgaz (Republica Bulgaria), FGSZ (Ungaria), Eustream (Republica Slovacă) şi SOCAR (Republica Azerbaidjan). Proiectul Inelul de Solidaritate creează cadrul pentru asigurarea diversificării rutelor de aprovizionare şi a cantităţilor suplimentare de gaze naturale către ţările europene, inclusiv Ucraina şi Republica Moldova. Deşi iniţial nu a semnat Memorandumul de Înţelegere, compania turcă BOTAS şi-a exprimat interesul de a adera la acest Parteneriat.

        Implementarea BRUA Faza II va avea ca rezultat permiterea fluxurilor bidirecţionale permanente de gaze între interconexiunile cu Bulgaria şi Ungaria, fiind asigurate următoarele capacităţi de transport gaze: capacitate de transport gaze către Ungaria de 4,4 mld mcm/an şi de 1,5 mld mc /an către Bulgaria.*29)
        *29) sursa: Transgaz



    5. STANDARDUL PRIVIND INFRASTRUCTURA
    5.1. Identificarea infrastructurii unice principale de gaze
        Infrastructura de gaze naturale a României este astfel structurată încât impune identificarea unei infrastructuri unice principale de gaze care reprezintă Sistemul Naţional de Transport gaze naturale în integralitatea sa.

    5.2. Calculul formulei N-1 la nivel naţional
        Formula N-1 descrie capacitatea tehnică a infrastructurii de gaze de a satisface cererea totală de gaze a zonei luată în considerare în cazul afectării principalei infrastructuri unice de gaze pe parcursul unei zile cu o cerere excepţional de mare, determinată statistic la fiecare 20 de ani. Infrastructura gazelor include reţeaua de transport a gazelor naturale, inclusiv interconexiunile, precum şi unităţile de producţie, instalaţiile de GNL şi instalaţiile de stocare conectate la zona luată în considerare.
        Capacitatea tehnică a tuturor celorlalte infrastructuri de gaze disponibile în caz de deteriorare a infrastructurii unice principale de gaze trebuie să fie cel puţin egală cu cantitatea necesarului total zilnic de gaze pentru zona luată în considerare, pe parcursul unei zile cu o cerere de gaze excepţional de mare, determinată statistic la fiecare 20 de ani.
        Rezultatul formulei N-1, aşa cum este calculat mai jos, trebuie să fie cel puţin egal cu 100%.
        Metoda de calcul a formulei N-1:
        N-1 [%] = [(EP_m + P_m + S_m + LNG_m - I_m) / D_max []] x 100, N-1 ≥ 100%

        Parametrii utilizaţi pentru calcularea formulei N-1:
        "Zona luată în considerare" înseamnă regiunea geografică pentru care se calculează formula N-1, aşa cum este stabilită de autoritatea competentă.

        Definiţie privind cererea:
        "D_max": necesarul zilnic total de gaze (în milioane de metri cubi pe zi) din suprafaţa calculată într-o zi cu cerere excepţional de mare de gaze, care are loc cu o probabilitate statistică de o dată la 20 de ani.

        Definiţii privind cererea:
        "EP_m": capacitatea tehnică a punctelor de intrare (în milioane de metri cubi pe zi), altele decât instalaţiile de producţie, GNL şi depozitare, acoperite de P_m, S_m şi GNL_m , înseamnă suma capacităţilor tehnice ale tuturor punctelor de intrare de frontieră capabile pentru a furniza gaz în zona calculată ;
        "P_m": capacitatea tehnică maximă de producţie (în milioane de metri cubi pe zi) înseamnă suma capacităţilor maxime tehnice zilnice de producţie ale tuturor unităţilor de producţie de gaze, care pot fi furnizate la punctele de intrare din zona calculată ;
        "S_m": capacitatea tehnică maximă de depozitare (în milioane de metri cubi pe zi) înseamnă suma capacităţilor maxime zilnice de retragere tehnică a tuturor unităţilor de depozitare, care pot fi furnizate la punctele de intrare din suprafaţa calculată , ţinând cont de acestea. caracteristicile fizice respective ;
        "GNL_m": capacitatea tehnică maximă a instalaţiilor GNL (în milioane de metri cubi pe zi) înseamnă suma capacităţilor tehnice maxime zilnice de extracţie a tuturor instalaţiilor GNL din zona calculată, luând în considerare elementele critice precum descărcarea, servicii, stocare temporară şi regazificare GNL, precum şi capacitatea tehnică de extracţie în sistem ;
        "I_m": înseamnă capacitatea tehnică a celei mai mari infrastructuri de gaze (în milioane de metri cubi pe zi), cu cea mai mare capacitate de a furniza suprafaţa calculată . Atunci când mai multe infrastructuri de gaze sunt conectate la o infrastructură comună de gaze în amonte sau în aval şi nu pot fi operate separat, acestea sunt considerate ca o singură infrastructură de gaze.

        Calcularea formulei N-1 folosind măsuri de cerere.
        N-1 [%] = [(EP_m + P_m + S_m + LNG_m - I_m) / D_max - D_eff] x 100, N-1 ≥ 100%
        în care:
        "D_eff" înseamnă partea (în milioane de metri cubi pe zi) din Dmax care, în cazul întreruperii alimentării cu gaz, poate fi acoperită suficient şi în timp util. prin măsuri de cerere bazate pe piaţă, în conformitate cu articolul 9, alineatul (1) litera (c) şi articolul 5, alineatul (2) din Regulament.
        Rezultatul formulei N-1 calculat pentru teritoriul României la nivelul anului 2023 este prezentat mai jos*30):
        *30) sursa: Transgaz

        N-1 [%] = [45 + 24,5 + 32 + 0 - 18,8] / 72] x 100
        N - 1[%] = 114,9%
        N - 1[%] > 100%


        Explicaţii ale valorilor utilizate:
    a) Termeni privind cererea:

┌─────────┬────────────────────────────┐
│Termeni  │                            │
│privind  │                            │
│cererea  │Explicaţii                  │
│[mil. mc │                            │
│/zi]     │                            │
├────┬────┼────────────────────────────┤
│    │    │La începutul anului 2023,   │
│    │    │consumul maxim asigurat prin│
│    │    │SNT era de 54,6 Mil Smc /zi │
│Dmax│72,0│în ziua gazieră 09.02.2023, │
│    │    │mai mic decât consumul de   │
│    │    │vârf existent statistic la  │
│    │    │fiecare 20 de ani.          │
└────┴────┴────────────────────────────┘


    b) Termeni privind oferta (de capacitate):

┌───────────┬───────────────────────────┐
│Termeni    │                           │
│privind    │                           │
│oferta     │Explicaţii                 │
│[mil. mc / │                           │
│zi]        │                           │
├─────┬─────┼───────────────────────────┤
│     │     │Capacitate totală puncte de│
│EPm  │45   │import ( Isaccea 1, Negru  │
│     │     │Vodă 1, Csanadpalota ,     │
│     │     │Ruse-Giurgiu, Ungheni).    │
├─────┼─────┼───────────────────────────┤
│Pm   │24,5 │Producţia internă de gaze  │
│     │     │intrată în SNT.            │
├─────┼─────┼───────────────────────────┤
│     │     │Suma fluxurilor maxime     │
│     │     │retrase din fiecare depozit│
│Sm   │32   │de înmagazinare, în        │
│     │     │condiţii de încărcare      │
│     │     │100%..                     │
├─────┼─────┼───────────────────────────┤
│LNGm │0    │Nu există terminale GNL.   │
├─────┼─────┼───────────────────────────┤
│Sunt │18,8 │Capacitate import in       │
│     │     │Isaccea 1 .                │
└─────┴─────┴───────────────────────────┘



        Pentru Pm s-a considerat potenţialul de producţie şi nu capacitatea tehnică (65,8 mil. Smc/zi).
        Considerăm că această abordare oferă o imagine corectă a formulei N-1; capacitatea tehnică nu mai poate fi realizată din cauza scăderii producţiei interne.
        La determinarea termenului Sm s-a considerat suma debitelor potenţial maxime care pot fi extrase din cele 6 depozite subterane din România, în condiţii de încărcare 100%.

┌──────────────────┬───────────┬───────┐
│                  │Capacitate │Debit  │
│Depozit           │tehnologică│maxim  │
│                  │[mil. Smc/ │[mil.  │
│                  │zi]        │Smc/zi]│
├──────────────────┼───────────┼───────┤
│Depogaz Ploiesti  │32,7       │29,2   │
│SRL               │           │       │
├──────────────────┼───────────┼───────┤
│Depomureş SA Tg.  │3,0        │2,8    │
│Mureş             │           │       │
├──────────────────┼───────────┼───────┤
│TOTAL             │35,7       │32,0   │
├──────────────────┼───────────┼───────┤
│Debit maxim zilnic│           │       │
│extras simultan   │           │       │
│din toate         │26,1       │       │
│depozitele        │           │       │
│07.02.2023        │           │       │
└──────────────────┴───────────┴───────┘

        La stabilirea valorii termenului EPm s-a avut în vedere capacitatea punctelor de intrare Isaccea 1, Negru Vodă 1, Csanadpalota , Ruse - Giurgiu şi Ungheni, astfel:

┌─────────────────┬────────────────────┐
│Puncte de intrare│Punct de capacitate │
│                 │[mil. Smc /zi]      │
├─────────────────┼────────────────────┤
│Punct intrare    │18,8                │
│Isaccea 1        │                    │
├─────────────────┼────────────────────┤
│Punct intrare    │14,5                │
│Negru Vodă 1     │                    │
├─────────────────┼────────────────────┤
│Punct intrare    │7,2                 │
│Csanadpalota     │                    │
├─────────────────┼────────────────────┤
│Punct intrare    │2,5                 │
│Ruse - Giurgiu   │                    │
├─────────────────┼────────────────────┤
│Punct intrare    │2,0                 │
│Ungheni          │                    │
├─────────────────┼────────────────────┤
│Total            │45                  │
└─────────────────┴────────────────────┘

        De menţionat că formula N-1 a fost calculată ţinând cont de 100% din volumul de gaz de lucru din depozitele subterane.
        Rezultatul obţinut pentru formula N - 1, şi anume N - 1 = 114,9% > 100%, arată că în cazul întreruperii celei mai mari infrastructuri de gaze, capacitatea infrastructurii rămase va fi capabilă să asigure cantitatea necesară de gaze pentru satisfacerea cererii de gaze din regiune, într-o zi cu cerere excepţional de mare de gaze (care apare cu o probabilitate statistică de o dată la 20 de ani).
        În concluzie, faptul că valoarea formulei N - 1 este peste 100%, înseamnă că infrastructurile naţionale de gaze sunt dimensionate corespunzător pentru a acoperi cererea maximă din România.
        Calculul formulei N - 1 folosind măsuri de cerere
        N-1 [%] = [(EP_m + P_m + S_m + LNG_m - I_m) / D_max - D_eff] x 100, N-1 ≥ 100%

        Definiţie pe partea cererii
        "D_eff" înseamnă partea (în mcm/d) din Dmax care, în cazul unei întreruperi a aprovizionării cu gaz, poate fi acoperită suficient şi în timp util cu măsuri de cerere bazate pe piaţă în conformitate cu articolul 9, alineatul (1) litera c).) şi articolul 5, alineatul (2) din Regulament..
        D_eff = 0 (nu există contracte cu clienţii de siguranţă întreruptibili) deci valoarea formulei N - 1 la nivel naţional, inclusiv Deff este aceeaşi.


    5.3. Capacitatea bidirecţională de transport
        În prezent, România are interconectări cu următoarele state:
    - Ungaria;
    – Bulgaria;
    – Republica Moldova;
    – Ucraina.

        Importul/exportul de gaze naturale în/din România se realizează prin intermediul a 7 puncte de interconectare transfrontalieră (a se vedea Tabelul 35.).
        Tabelul 36. prezintă sinteza capacităţilor maxime de transport disponibile pe direcţiile precizate mai sus:
        Tabel 36. Caracteristicile conductelor de interconectare transfrontalieră la punctele de intrare din sistemele de transport din ţările vecine

┌─────────┬────────────────┬──────────────┬───────────┐
│         │Conducta de     │Caracteristici│Capacitatea│
│Ţara     │interconectare  │tehnice       │tehnică    │
│         │                │              │totală     │
├─────────┼────────────────┼──────────────┼───────────┤
│         │Orlovka (UA) -  │              │           │
│         │Isaccea (RO)*   │DN 1000,      │6,85 mld.  │
│         │LLC GAS TSO UA →│Pmax = 45 bar │Smc/an     │
│         │Transgaz S.A.   │              │           │
│         ├────────────────┼──────────────┼───────────┤
│         │Tekovo (UA) -   │              │2,71 mld.  │
│         │Medieşu Aurit   │DN 700,       │Smc/an     │
│         │(RO)**          │Pmax = 75 bar │la Pmin =  │
│         │LLC GAS TSO UA →│              │47 bar     │
│         │Transgaz S.A.   │              │           │
│         ├────────────────┼──────────────┼───────────┤
│UCRAINA  │                │              │6,85 mld.  │
│         │                │              │Smc/an     │
│         │                │              │capacitate │
│         │                │              │import la  │
│         │Isaccea 1 (RO) -│              │Pmin = 46,5│
│         │Orlovka 1 (UA)  │DN 1000,      │bar        │
│         │Transgaz S.A. < │Pmax = 55 bar │4,12 mld.  │
│         │- > LLC GAS TSO │              │Smc/an     │
│         │UA              │              │capacitatea│
│         │                │              │de         │
│         │                │              │export***  │
│         │                │              │la Pmin =  │
│         │                │              │35,4 bar   │
├─────────┼────────────────┼──────────────┼───────────┤
│         │                │              │mld. Smc/an│
│         │                │              │capacitate │
│         │                │              │import la  │
│         │Szeged (HU) -   │              │Pmin = 40  │
│         │Arad (RO)       │DN 700,       │bar        │
│UNGARIA  │- Csanadpalota  │Pmax = 63 bar │2,63 mld.  │
│         │(HU) FGSZ < - > │              │Smc/an     │
│         │Transgaz S.A.   │              │capacitate │
│         │                │              │de export  │
│         │                │              │la Pmin =  │
│         │                │              │40 bar     │
├─────────┼────────────────┼──────────────┼───────────┤
│         │                │              │2,19 mld.  │
│         │                │              │Smc/an     │
│         │                │              │capacitate │
│         │Iasi (RO) -     │              │export la  │
│         │Ungheni (MO)    │              │Pmin = 42,7│
│REPUBLICA│Transgaz S.A. < │DN 500        │bar        │
│MOLDOVA  │- >             │Pmax = 55 bar │0,73 mld.  │
│         │VestMoldtransgaz│              │Smc/an     │
│         │                │              │capacitate │
│         │                │              │import la  │
│         │                │              │Pmin = 24  │
│         │                │              │bar        │
├─────────┼────────────────┼──────────────┼───────────┤
│         │                │              │1,50 mld.  │
│         │                │              │Smc/an     │
│         │                │              │capacitate │
│         │Giurgiu (RO) -  │              │export la  │
│         │Ruse (BG)       │              │Pmin = 40  │
│         │Transgaz S.A. < │DN 1000       │bar        │
│         │- >             │Pmax = 50 bar │0,92 mld.  │
│         │Bulgartransgaz  │              │Smc/an     │
│         │                │              │capacitate │
│         │                │              │import la  │
│         │                │              │Pmin = 30  │
│         │                │              │bar        │
│         ├────────────────┼──────────────┼───────────┤
│         │                │              │6,36 mld.  │
│         │                │              │Smc/an pe  │
│         │                │              │capacitate │
│BULGARIA │                │              │de         │
│         │                │              │export***  │
│         │                │              │la Pmin =  │
│         │                │              │31,5 bar   │
│         │Kardam (BG) -   │              │(din care  │
│         │Negru Vodă 1    │              │2,31 mld.  │
│         │(RO)            │DN 1000       │Smc/an la  │
│         │Transgaz S.A. < │Pmax = 55 bar │Pmin 41 bar│
│         │- >             │              │disponibilă│
│         │Bulgartransgaz  │              │din SNT)   │
│         │                │              │****       │
│         │                │              │5,31 mld.  │
│         │                │              │Smc/an     │
│         │                │              │capacitate │
│         │                │              │import la  │
│         │                │              │Pmin = 45  │
│         │                │              │bar        │
└─────────┴────────────────┴──────────────┴───────────┘

        * Acest punct de interconectare nu este utilizat, nefiind încheiat un Acord de interconectare. În prezent importul de gaze din Ucraina se realizează prin Isaccea 1.
        ** Pentru acest punct OTS din România şi OTS din Ucraina sunt în discuţii pentru semnarea unui nou Acord de interconectare.
        *** Capacitatea este oferită în regim întreruptibil (din punct de vedere comercial) întrucât nu este semnată Anexa la Acordul de interconectare privind cerinţele de calitate a gazelor. Capacitate condiţionată de rezervarea de capacitate la PI Negru Vodă pe direcţia BG-RO.
        **** Diferenţa de capacitate 6,36-2,31=4,05 mld. Smc/an este disponibilă în regim de tranzit, condiţionată de rezervarea de capacitate de intrare la PI Isaccea 1, pe direcţia UA-RO.

        Interconectarea România-Serbia
        Proiectul "Interconectarea Sistemului Naţional de Transport Gaze Naturale din România cu sistemul similar de transport gaze naturale din Serbia" presupune construirea unei conducte noi de transport gaze naturale ce va asigura conexiunea dintre conducta magistrală de transport gaze naturale "BRUA" şi Nodul Tehnologic Mokrin din Serbia.
        În Figura 8. este prezentată harta cu punctele de interconectare transfrontalieră ale SNT cu ţările vecine.
 (a se vedea imaginea asociată)
        Figura 8. Harta punctelor de interconectare transfrontalieră ale SNT


    6. CONFORMITATEA CU STANDARDUL DE FURNIZARE
    6.1. Definiţia clienţilor protejaţi
        În conformitate cu prevederile articolului 6, alineatul (1) din Regulament, fiecare Stat Membru stabileşte definiţia clienţilor protejaţi şi informează Comisia cu privire la aceasta.
     În baza acestei prevederi, Ministerul Energiei a inclus definiţia "clienţilor protejaţi" în legislaţia naţională prin adoptarea Ordinului ministrului energiei nr. 692/2018 privind aprobarea definirii categoriei "client protejat".
        În categoria "clientului protejat" sunt cuprinşi: "toţi clienţii casnici racordaţi la o reţea de distribuţie a gazelor naturale precum şi următoarele categorii de clienţi finali:
    a) întreprinderile mici şi mijlocii, racordate la reţelele de distribuţie a gazelor naturale;
    b) prestatorii de servicii sociale esenţiale care au legătură cu asistenţa medicală, asistenţa socială esenţială, de urgenţă, de securitate, cu educaţia sau cu administraţia publică, racordate la reţelele de distribuţie sau la Sistemul Naţional de Transport al gazelor naturale;
    c) producătorii de energie termică, care nu pot funcţiona cu alţi combustibili decât gazele naturale şi care furnizează energie termică clienţilor casnici, întreprinderilor mici sau mijlocii şi/sau prestatorilor de servicii de asistenţă medicală, asistenţă socială esenţială, de urgenţă, de securitate sau prestatorii de servicii care au legătură cu educaţia sau cu administraţia publică."


    6.2. Asigurarea furnizării de gaze naturale către clienţii protejaţi
        Regulamentul impune, în conformitate cu articolul 6, alineatul (1), întreprinderilor care operează în domeniul gazelor naturale să asigurare furnizarea de gaze către clienţii protejaţi, definiţi în legislaţia naţională, chiar şi în cazul unui consum de gaze foarte mare şi să ia măsuri preventive adecvate, în fiecare din următoarele cazuri:
    a) temperaturi extreme pentru o perioadă de vârf de 7 zile, care apare cu o probabilitate statistică o dată la 20 de ani;
    b) orice perioadă de 30 de zile în care cererea de gaze este excepţional de mare, constatată statistic o dată la 20 de ani;
    c) o perioadă de 30 de zile în cazul perturbării infrastructurii principale unice de gaze în condiţii de iarnă normale.

        Având în vedere identificarea clienţilor protejaţi din legislaţia naţională, întreprinderilor din domeniul gazelor le revine responsabilitatea specială pentru furnizarea gazelor naturale către: clienţii casnici, întreprinderilor mici şi mijlocii şi prestatorilor de servicii sociale esenţiale, precum şi producătorilor de energie termică, care nu pot funcţiona cu alţi combustibili decât gazele naturale, în măsura în care astfel de instalaţii livrează încălzire clienţilor protejaţi menţionaţi.
        Întreprinderile din domeniul gazelor naturale trebuie să poată asigura aprovizionarea cu gaze naturale către clienţii protejaţi în cele trei cazuri, precizate mai sus, şi sunt obligaţi să ia în mod corespunzător măsuri în acest scop.
        Tabelul 37. prezintă ponderea clienţilor casnici în total consum*31) gaze naturale din România, în perioada 2018 - 2022, care evidenţiază o creştere a ponderii acestora până în anul 2016, după care valoarea ponderii se menţine relativ constantă până în anul 2019 şi creşte apoi în anul 2020.
        *31) ANRE
        Rapoarte anuale privind activitatea Autorităţii de Reglementare în domeniul Energiei pentru perioada 2013- 2020/Rapoarte lunare privind rezultatele monitorizării pieţei de gaze naturale pentru perioada 2013-2020/ Rapoarte naţionale.
        Tabel 37. Ponderea clienţilor casnici în total consum

┌────┬───────────┬──────────┬──────────┐
│    │           │Ponderea  │          │
│    │Consum     │clienţilor│Consum    │
│Anul│total      │casnici în│clienţi   │
│    │[MWh]      │total     │casnici   │
│    │           │consum    │[MWh]     │
│    │           │[%]       │          │
├────┼───────────┼──────────┼──────────┤
│2018│129.535.366│28,48     │36.891.672│
├────┼───────────┼──────────┼──────────┤
│2019│120.734.056│30,26     │36.534.125│
├────┼───────────┼──────────┼──────────┤
│    │           │          │          │
├────┼───────────┼──────────┼──────────┤
│2020│127.128.093│29,99     │38.125.715│
├────┼───────────┼──────────┼──────────┤
│2021│129.592.268│33,50     │43.413.410│
├────┼───────────┼──────────┼──────────┤
│2022│109.144.452│35,52     │38.468.109│
└────┴───────────┴──────────┴──────────┘



        Tabelul 38. prezintă ponderea consumatorilor protejaţi în total consum*32), în perioada 2016-2021, din care se observă că valoarea ponderii acestora în consumul total de gaze naturale din România se menţine aproximativ constantă.
        *32) ANRE
        Rapoarte anuale privind activitatea Autorităţii de Reglementare în domeniul Energiei pentru perioada 2016- 2020/Rapoarte lunare privind rezultatele monitorizării pieţei de gaze naturale pentru perioada 2016-2020.
        Tabel 38. Ponderea consumatorilor protejaţi în total consum*)
        *) Valori deduse cu ajutorul datelor publicate în Rapoartele anuale privind activitatea Autorităţii de Reglementare în domeniul Energiei pentru perioada 2016-2021/Rapoartele lunare privind rezultatele monitorizării pieţei de gaze naturale pentru perioada 2016-2021

┌────┬───────────┬──────────┬──────────┬─────────┬─────────┬─────────┬──────────┐
│    │           │Ponderea  │          │Pondere  │         │Pondere  │Consum    │
│    │Consum     │clienţilor│Consum    │consum   │Consum   │consum   │termici   │
│Anul│total      │casnici în│clienţi   │servicii │servicii │termici  │pentru    │
│    │[MWh]      │total     │casnici   │esenţiale│esenţiale│pentru   │populaţie │
│    │           │consum    │[MWh]     │[%]      │[MWh]    │populaţie│[MWh]     │
│    │           │[%]       │          │         │         │[%] ’    │          │
├────┼───────────┼──────────┼──────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┤
│2016│124.110.485│28,35     │35.185.323│6,59     │8.178.881│7,54     │9.357.931 │
├────┼───────────┼──────────┼──────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┤
│2017│129.861.013│28,47     │34.269.009│6,69     │8.687.702│7,58     │9.843.465 │
├────┼───────────┼──────────┼──────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┤
│2018│129.535.366│28,48     │33.939.494│7,01     │9.080.667│8,66     │11.218.333│
├────┼───────────┼──────────┼──────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┤
│2019│120.734.056│30,26     │36.534.125│6,91     │8.342.723│9,27     │11.192.047│
├────┼───────────┼──────────┼──────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┤
│2020│127.128.093│29,99     │38.125.715│6,56     │8,339,603│8,8      │11.187.272│
├────┼───────────┼──────────┼──────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┤
│2021│129.592.268│33,50     │43.413.410│6,90     │8.941.866│9,25     │11.987.285│
└────┴───────────┴──────────┴──────────┴─────────┴─────────┴─────────┴──────────┘



        Ponderea consumatorilor protejaţi aferentă categoriei IMM în total consum, în perioada 20162020, se prezintă după cum urmează:
        Tabel 39 Ponderea consumatorilor protejaţi

┌──────────────────────────────┬───────┐
│Categoria întreprinderilor    │Pondere│
│mici si mijlocii              │       │
├──────────────────────────────┼───────┤
│Consumatori comerciali        │7,50 % │
├──────────────────────────────┼───────┤
│Alţi client industriali       │2,50 % │
├──────────────────────────────┼───────┤
│Alţi clienti secundari        │9,50 %.│
└──────────────────────────────┴───────┘





    7. MĂSURI PREVENTIVE
    7.1. Plan de reducere a cererii de gaze naturale
    Regulamentul (UE) 2022/1369, modificat*33) solicită Statelor Membre să depună toate eforturile pentru a-şi reduce cererea de gaze cu 15% de la 1 aprilie 2023 până la 31 martie 2024. Reducerea de 15% se bazează pe consumul mediu de gaze al unui stat membru din aprilie până în martie în cei cinci ani consecutivi anteriori introducerii acestui Regulament.
     *33) Regulamentul (UE) 2023/706 al Consiliului din 30 martie 2023 de modificare a Regulamentului (UE) 2022/1369 în ceea ce priveşte prelungirea perioadei de reducere a cererii pentru măsurile de reducere a cererii de gaze şi consolidarea raportării şi a monitorizării punerii în aplicare a acestora

    Regulamentul (UE) 2022/1369, modificat oferă Statelor Membre libertatea de a alege măsurile cele mai adecvate pentru a-şi reduce cererea de gaze. Cu toate acestea, măsurile alese ar trebui să fie clar definite, transparente, proporţionale, nediscriminatorii şi verificabile şi să ţină seama de principiile stabilite în Regulament. În special, măsurile:
    - nu denaturează în mod nejustificat concurenţa sau buna funcţionare a pieţei interne a gazelor;
    – nu pun în pericol securitatea aprovizionării cu gaze a altor state membre sau a Uniunii;
    – respectă dispoziţiile Regulamentului în ceea ce priveşte clienţii protejaţi.

    7.1.1. Consumul de referinţă de gaze naturale al României
        Consumul de gaze naturale înregistrat în România în perioada 1 aprilie-31 martie în cursul ultimilor cinci ani consecutivi anteriori datei intrării în vigoare a Regulamentului (UE) 2022/1369, modificat, şi anume pentru anii 2017-2022 se prezintă astfel:
        Tabel 40 Valoarea consumului de gaze înregistrat în perioada 1 aprilie-31 martie - pentru anii 2017-2022

┌─────────┬────────────────────────────┐
│         │Valoarea consumului de      │
│         │gaze*34) înregistrat în     │
│Anul     │perioada 1 aprilie-31 martie│
│         │- pentru anii 2017-2022,    │
│         │[mil. mc]                   │
├─────────┼────────────────────────────┤
│2017-2018│12.632                      │
├─────────┼────────────────────────────┤
│2018-2019│11.835                      │
├─────────┼────────────────────────────┤
│2019-2020│11.100                      │
├─────────┼────────────────────────────┤
│2020-2021│12.088                      │
├─────────┼────────────────────────────┤
│2021-2022│11.590                      │
└─────────┴────────────────────────────┘

    34) Pentru perioada 2017 -2022, volumul consumului se regăseşte în datele Eurostat.

        Valoarea consumului de referinţă al României ca medie a consumului din ultimii 5 ani este de 11.849 mil. mc.

    7.1.2. Nivelul reducerii cererii în România în cazul unei alerte la nivelul Uniunii*35)
        *35) Trebuie precizat că, AC a notificat Comisiei Europene Decizia României de a diminua reducerea obligatorie a cererii în temeiul articolului 5, alineatele (5), (6) şi (7) din Regulamentul (UE) 2022/1369 al Consiliului din 5 august 2022 privind măsuri coordonate de reducere a cererii cu nr. 18732/VDP/28.10.2022.
        Reducerea obligatorie a cererii în cazul unei alerte la nivelul Uniunii, fără aplicarea nici unei derogări în conformitate cu prevederile articolului 5 din Regulamentul (UE) 2022/1369, modificat, în perioada 1 aprilie 2022-31 martie 2023 (definită ca 15% din consumul de referinţă de gaze naturale al României), este următoarea:
        15% x 11.849= 1777,35 mil. mc.

        Pentru perioada august 2022 - martie 2023, consumul de gaze naturale din România a fost redus cu 19,90%, prin măsuri voluntare, după cum urmează*36):
        *36) Eurostat, https://ec.europa.eu/eurostat/databrowser/view/NRG_CB_GASM custom_5028797/default/table?lang=en

        Tabel 41 Nivelul reducerii cererii în România Pentru perioada august 2022 - martie 2023

┌──────────┬─────────┬─────────┬─────────┬─────────┬─────────┬─────────┬─────────┬──────────┬─────────┐
│          │         │         │         │         │         │         │         │(2022/    │reducere │
│          │         │         │         │         │         │medie 5  │         │media de  │fată de  │
│          │2017-2018│2018-2019│2019-2020│2020-2021│2021-2022│ani      │2022-2023│referinţă)│perioada │
│          │         │         │         │         │         │referinţă│         │%         │de       │
│          │         │         │         │         │         │         │         │          │referinţă│
├──────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┼─────────┤
│august    │691.00   │565.00   │533.00   │614.00   │508.00   │582.20   │341.00   │58.57     │41.43    │
├──────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┼─────────┤
│septembrie│712.00   │612.00   │592.00   │634.00   │579.00   │625.80   │402.00   │64.24     │35.76    │
├──────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┼─────────┤
│octombrie │954.00   │843.00   │851.00   │789.00   │956.00   │878.60   │542.00   │61.69     │38.31    │
├──────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┼─────────┤
│noiembrie │1235.00  │1309.00  │1052.00  │1351.00  │1209.00  │1231.20  │965.00   │78.38     │21.62    │
├──────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┼─────────┤
│decembrie │1446.00  │1761.00  │1452.00  │1562.00  │1543.00  │1552.80  │1309.00  │84.30     │15.70    │
├──────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┼─────────┤
│ianuarie  │1295.00  │1860.00  │1772.00  │1650.00  │1591.00  │1633.60  │1295.00  │79.27     │20.73    │
├──────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┼─────────┤
│februarie │1833.00  │1445.00  │1397.00  │1458.00  │1263.00  │1479.20  │1300.00  │87.89     │12.11    │
├──────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┼─────────┤
│martie    │1476.00  │1162.00  │1158.00  │1472.00  │1247.00  │1303.00  │1004.00  │77.05     │22.95    │
├──────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┼─────────┤
│total     │9642.00  │9557.00  │8807.00  │9530.00  │8896.00  │9286.40  │7438.00  │80.10     │19.90    │
└──────────┴─────────┴─────────┴─────────┴─────────┴─────────┴─────────┴─────────┴──────────┴─────────┘


┌──────────────────────────────┬───────┐
│consum realizat august 2022 - │7438.00│
│martie 2023                   │mil.   │
│                              │m.c.   │
├──────────────────────────────┼───────┤
│media de referinta august 2022│9286.40│
│- martie 2023                 │mil.   │
│                              │m.c.   │
├──────────────────────────────┼───────┤
│consum august 2022 - martie   │       │
│2023 / media de referinta     │80.59  │
│august - martie (%)           │       │
├──────────────────────────────┼───────┤
│reducere august 2022 - martie │       │
│2023 fata de referinta august │19.90  │
│- martie (%)                  │       │
└──────────────────────────────┴───────┘


        Pentru perioada aprilie 2023 - martie 2024, consumul de gaze naturale din România a fost redus cu 24,15%, prin măsuri voluntare, după cum urmează*37):
        *37) Eurostat, https://ec.europa.eu/eurostat/databrowser/view/NRG_CB_GASM custom_5028797/default/table?lang=en

        Tabel 42 Nivelul reducerii cererii în România Pentru perioada aprilie 2023 - martie 2024

┌──────────┬─────────┬─────────┬─────────┬─────────┬─────────┬─────────┬─────────┬──────────┬─────────┐
│          │         │         │         │         │         │         │         │(2023-2024│reducere │
│          │         │         │         │         │         │medie 5  │         │/media de │faţă de  │
│          │2017-2018│2018-2019│2019-2020│2020-2021│2021-2022│ani      │2023-2024│referinţă)│perioada │
│          │         │         │         │         │         │referinţă│         │%         │de       │
│          │         │         │         │         │         │         │         │          │referinţă│
├──────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┼─────────┤
│aprilie   │886.00   │632.00   │844.00   │787.00   │1039.00  │837.60   │754.00   │90.02     │9.98     │
├──────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┼─────────┤
│mai       │692.00   │556.00   │577.00   │601.00   │616.00   │608.40   │473.00   │77.74     │22.26    │
├──────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┼─────────┤
│iunie     │751.00   │557.00   │373.00   │561.00   │526.00   │553.60   │357.00   │64.49     │35.51    │
├──────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┼─────────┤
│iulie     │661.00   │533.00   │499.00   │609.00   │513.00   │563.00   │423.00   │75.13     │24.87    │
├──────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┼─────────┤
│august    │691.00   │565.00   │533.00   │614.00   │508.00   │582.20   │407.00   │69.91     │30.09    │
├──────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┼─────────┤
│septembrie│712.00   │612.00   │592.00   │634.00   │579.00   │625.80   │441.00   │70.47     │29.53    │
├──────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┼─────────┤
│octombrie │954.00   │843.00   │851.00   │789.00   │956.00   │878.60   │629.00   │71.59     │28.41    │
├──────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┼─────────┤
│noiembrie │1235.00  │1309.00  │1052.00  │1351.00  │1209.00  │1231.20  │1089.00  │88.45     │11.55    │
├──────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┼─────────┤
│decembrie │1446.00  │1761.00  │1452.00  │1562.00  │1543.00  │1552.80  │1398.00  │90.03     │9.97     │
├──────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┼─────────┤
│ianuarie  │1295.00  │1860.00  │1772.00  │1650.00  │1591.00  │1633.60  │1560.00  │95.49     │4.51     │
├──────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┼─────────┤
│februarie │1833.00  │1445.00  │1397.00  │1458.00  │1263.00  │1479.20  │1149.00  │77.68     │22.32    │
├──────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┼─────────┤
│martie    │1476.00  │1162.00  │1158.00  │1472.00  │1247.00  │1303.00  │1110.00  │85.19     │14.81    │
├──────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼─────────┼──────────┼─────────┤
│total     │12632.00 │11835.00 │11100.00 │12088.00 │11590.00 │11849.00 │9790.00  │82.62     │17.38    │
└──────────┴─────────┴─────────┴─────────┴─────────┴─────────┴─────────┴─────────┴──────────┴─────────┘


┌─────────────────────────────┬────────┐
│consum realizat aprilie 2023 │9790.00 │
│- martie 2024                │mil. mc │
├─────────────────────────────┼────────┤
│media de referinta aprilie   │11849.80│
│2023 - martie 2024           │mil. mc │
├─────────────────────────────┼────────┤
│apr 2023 – mart 2024 / media │        │
│de referinţă apr 2023-mart   │82.62   │
│2024 (%)                     │        │
├─────────────────────────────┼────────┤
│reducere apr 2023 – mart 2024│        │
│fata de referinţă apr        │17.38   │
│2023-mart 2024 (%)           │        │
└─────────────────────────────┴────────┘




    7.2. Măsuri de prevenire a riscurilor identificate
        Regulamentul stipulează la articolul9, alineatul (3) că Planul de acţiuni preventive se bazează în primul rând pe măsurile de piaţă şi nu impune o sarcină excesivă întreprinderilor din sectorul gazelor naturale şi nici nu afectează în mod negativ funcţionarea pieţei interne a gazelor.
        În acest sens, în Tabelul 39. se prezintă lista măsurilor bazate pe piaţă axate pe cerere şi pe ofertă, care au fost luate în considerare pentru îmbunătăţirea securităţii aprovizionării cu gaze naturale în cazul perturbării furnizării.
        Tabel 43. Măsuri bazate pe piaţă, axate pe cerere şi ofertă

┌──────────────────┬───────────────────┐
│Măsuri bazate pe  │Măsuri bazate pe   │
│piaţă axate pe    │piaţă axate pe     │
│cerere            │ofertă             │
├──────────────────┼───────────────────┤
│                  │Utilizarea         │
│                  │contractelor de    │
│                  │furnizare care pot │
│                  │fi întrerupte,     │
│                  │bazate pe mecanisme│
│                  │de piaţă           │
├──────────────────┼───────────────────┤
│                  │Utilizarea         │
│Depozite          │capacităţilor de   │
│comerciale -      │înmagazinare în    │
│alocarea          │asigurarea         │
│nediscriminatorie │continuităţii în   │
│a capacităţilor de│furnizarea de gaze │
│înmagazinare      │naturale, inclusiv │
│disponibile, în   │în creşterea       │
│regim multiciclu  │flexibilităţii     │
│                  │producţiei         │
│                  │naţionale          │
├──────────────────┼───────────────────┤
│Facilitarea       │Furnizarea de gaze │
│integrării în     │naturale în        │
│sistemul gazier a │condiţii de        │
│gazelor din surse │eficienţă          │
│regenerabile      │energetică         │
├──────────────────┼───────────────────┤
│Diversificarea    │Creşterea ponderii │
│surselor şi a     │surselor de        │
│rutelor de        │aprovizionare cu   │
│aprovizionare cu  │gaze din surse     │
│gaze              │regenerabile       │
├──────────────────┼───────────────────┤
│Îmbunătăţirea     │                   │
│relevanţei        │                   │
│interconectărilor │                   │
│cu flux           │                   │
│bidirecţional     │                   │
├──────────────────┼───────────────────┤
│Sinergia          │                   │
│activităţilor de  │                   │
│dispecerizare ale │                   │
│SNT şi ale        │                   │
│Sistemului        │                   │
│Electroenergetic  │                   │
│Naţional (SEN)    │                   │
├──────────────────┼───────────────────┤
│Utilizarea        │                   │
│armonizată a      │                   │
│contractelor pe   │                   │
│termen lung şi pe │                   │
│termen scurt, în  │                   │
│ponderi adecvate  │                   │
│stablităţii pentru│                   │
│acoperirea cererii│                   │
│de gaze naturale  │                   │
└──────────────────┴───────────────────┘



    7.3. Măsuri bazate pe piaţă axate pe cerere
    7.3.1. Depozite comerciale - alocarea nediscriminatorie a capacităţilor de înmagazinare disponibile, în regim multiciclu
        Facilităţile de înmagazinare a gazelor naturale fac parte integrantă din piaţa naţională de gaze, cu rol important în eficientizarea utilizării infrastructurii de transport gaze naturale şi echilibrarea sistemului şi în asigurarea securităţii aprovizionării cu gaze naturale.
        Prin implementarea acestei măsuri sunt create premizele optimizării activităţilor de producţie şi comerciale pe piaţa gazieră, în condiţii de maximizare a stabilităţii SNT.

    7.3.2. Facilitarea integrării în sistemul gazier a gazelor din surse regenerabile
     Această măsură necesită eforturi investiţionale menite dezvoltării infrastructurii fizice, care să permită integrarea în consum a unor resurse energetice primare, alternative gazelor naturale, precum şi implementarea unor acţiuni care să conducă la creşterea rolului gazelor din surse regenerabile în economia naţională, în conformitate cu prevederile Regulamentului (UE) 2024/1789 al Parlamentului European şi al Consiliului din 13 iunie 2024 privind pieţele interne ale gazelor din surse regenerabile, gazelor naturale şi hidrogenului, de modificare a Regulamentelor (UE) nr. 1227/2011, (UE) 2017/1938, (UE) 2019/942 şi (UE) 2022/869 şi a Deciziei (UE) 2017/684 şi de abrogare a Regulamentului (CE) nr. 715/2009 (reformare), precum şi ale Directivei (UE) 2024/1788 a Parlamentului European şi a Consiliului din 13 iunie 2024 privind normele comune pentru pieţele interne în sectorul gazelor din surse regenerabile, al gazelor naturale şi al hidrogenului, de modificare a Directivei (UE) 2023/1791 şi de abrogare a Directivei 2009/73/CE. Măsura trebuie însoţită de o analiză a viabilităţii din punct de vedere economic a integrării gazului din surse regenerabile (de exemplu, biogaz).

    7.3.3. Diversificarea surselor şi a rutelor de aprovizionare cu gaze
        Furnizorii de gaze naturale au contracte multiple cu diverşi producători/furnizori şi importă gaze naturale printr-o varietate de rute de aprovizionare. Cu cât diversificarea surselor şi rutelor de aprovizionare este mai mare, cu atât este mai mic impactul unui incident asupra unei singure surse sau rute de aprovizionare.
        Trebuie avută în vedere şi diversificarea surselor şi a rutelor de aprovizionare cu gaze prin realizarea proiectelor de investiţii care vizează creşterea gradului de interconectare a reţelei naţionale de transport gaze naturale la reţeaua europeană şi la pieţele ţărilor vecine, proiecte cuprinse în Planul de dezvoltare a Sistemului Naţional de Transport pe 10 ani, implementat de Transgaz S.A.. Se limitează astfel riscul afectării grave a securităţii aprovizionării din cauza perturbării fiecărei rute de aprovizionare.

    7.3.4. îmbunătăţirea relevanţei interconectărilor cu flux bidirecţional
        România are, în prezent, interconectări cu flux biderecţional la toate frontierele cu ţările vecine, cu excepţia Şerbiei.
        Prin implementarea proiectelor din Planul de dezvoltare a Sistemului Naţional de Transport pe 10 ani, realizate de Transgaz S.A., care vizează crearea de noi interconectări sau de creştere a capacităţii de interconectare cu ţările vecine se creează un număr mai mare de căi de intrare care oferă, de asemenea, posibilitatea de flux invers pentru aprovizionarea pieţei de gaze naturale din România, în condiţii de flexibilitate sporită.

    7.3.5. Sinergia activităţilor de dispecerizare ale SNT şi ale Sistemului Electroenergetic Naţional (SEN)
        Prin sincronizarea activităţilor de dispecerizare ale celor două sisteme se asigură evitarea dezechilibrelor care pot fi induse de către cele două sisteme unul altuia.
        România îşi propune ca obiective cu privire la încurajarea consumului dispecerizabil în vederea asigurării răspunsului la variaţiile cererii, precum şi obiective cu privire la stocarea energiei. Dezvoltarea şi utilizarea potenţialului tehnico-economic al surselor regenerabile în SEN depinde de dezvoltarea capacităţilor de stocare, precum şi a tehnologiilor privind injectarea de hidrogen sub formă de gaz de sinteză din surse regenerabile de energie şi utilizarea hidrogenului în procesele industriale.

    7.3.6. Utilizarea armonizată a contractelor pe termen lung şi pe termen scurt, în ponderi adecvate stablităţii pentru acoperirea cererii de gaze naturale
        Această măsură este necesară şi vizează o ghidare a pieţei gaziere în sensul utilizării armonizate a contractelor pe termen lung şi pe termen scurt astfel încât aprovizionarea cu gaze naturale să nu fie afectată de politicile comerciale orientate exclusiv pe maximizarea rezultatelor economice.


    7.4. Măsuri bazate pe piaţă axate pe ofertă
    7.4.1. Investiţii în dezvoltarea infrastructurii
        Prin Planul de dezvoltare a Sistemului Naţional de Transport pe 10 ani, Transgaz S.A. propune proiecte majore de investiţii pentru dezvoltarea strategică şi durabilă a infrastructurii naţionale de transport gaze naturale, care să răspundă nevoilor economice ale României şi să permită alinierea SNT gaze naturale la cerinţele de transport, urmărind totodată şi conformitatea acesteia cu cerinţele reglementărilor europene în domeniu.
        Trebuie precizat că, proiectele de investiţii incluse Planul de dezvoltare a Sistemului Naţional de Transport pe 10 ani sunt analizate periodic de Transgaz S.A. şi sunt aprobate de către ANRE, care examinează, inclusiv, dacă aceste investiţii sunt în conformitate cu dinamica privind cererea/consumul estimat de gaze naturale în România.
     Planul de Dezvoltare a Sistemului Naţional de Transport gaze naturale 2024-2033 aprobat de ANRE prin Decizia nr. 2717/17.12.2024, elaborat în conformitate cu prevederile Legii nr. 123/2012 cu modificările şi completările ulterioare, cu obiectivele propuse în Strategia Energetică a României 2020-2030 cu perspectiva anului 2050, răspunde cerinţelor politicii energetice europene privind:
    - asigurarea siguranţei în aprovizionarea cu gaze naturale;
    – creşterea gradului de interconectare a reţelei naţionale de transport gaze naturale cu reţeaua europeană;
    – creşterea flexibilităţii reţelei naţionale de transport gaze naturale;
    – liberalizarea pieţei gazelor naturale;
    – crearea pieţei de gaze naturale integrate la nivelul Uniunii Europene;
    – asigurarea racordării terţilor la sistemul de transport gaze naturale, conform reglementărilor specifice, în limitele capacităţilor de transport şi cu respectarea regimurilor tehnologice;
    – asigurarea alimentării cu gaze naturale a localităţilor din România;
    – asigurarea racordării la reţeaua de gaze naturale a noilor investiţii generatoare de locuri de muncă;
    – dezvoltarea sistemului de transport astfel încât acesta să fie compatibil cu amestecul treptat de hidrogen în gazele naturale, conform ţintelor europene, în baza unor analize detaliate care să includă aspectele tehnice şi economice relevante;
    – elaborarea strategiei societăţii pentru cuplarea ecosistemelor de hidrogen şi a centrelor industriale cu sistemul integrat de transport pe conducte al hidrogenului la nivelul UE (Hydrogen Backbone);
    – asigurarea unei tranziţii etapizate către o activitate neutră din punct de vedere climatic şi consolidarea rezilienţei la schimbările climatice;
    – îndeplinirea cerinţelor şi reglementările naţionale şi internaţionale (privind clima)/Planul Naţional Integrat de Energie şi Schimbări Climatice.


    7.4.2. Utilizarea contractelor de furnizare care pot fi întrerupte, bazate pe mecanisme de piaţă
        Furnizorii au obligaţia să asigure cantităţile de gaze naturale necesare continuării aprovizionării cu gaze a clienţilor protejaţi în virtutea prevederilor legislaţiei europene şi legislaţiei naţionale din domeniu.
        Pentru îndeplinirea acestei obligaţii, furnizorii ar trebui să dezvolte politici comerciale care să includă încheierea de contracte cu clauze de întreruptibilitate, prin intermediul cărora să fie facilitată îmbunătăţirea activităţii de echilibrare a SNT.
        În prezent, nu există reglementări care să definească un astfel de cadru contractual, deşi acestea ar fi necesare.

    7.4.3. Utilizarea capacităţilor de înmagazinare în asigurarea continuităţii în furnizarea de gaze naturale, inclusiv în creşterea flexibilităţii producţiei naţionale
        România dispune de depozite de înmagazinare bine dezvoltate care permit utilizarea raţională a acestora şi încurajează creşterea producţiei interne de gaze naturale prin stimularea descoperirii şi/sau reabilitării unor zăcăminte de gaze naturale.
        Înmagazinarea subterană a gazelor naturale are un rol semnificativ în asigurarea continuităţii furnizării de gaze naturale utilizând volume din depozitele de înmagazinare, atât în situaţii normale de piaţă, cât şi în cazuri de criză.

    7.4.4. Furnizarea de gaze naturale în condiţii de eficienţă energetică
        Această măsură vizează minimizarea consumurilor tehnologice şi integrarea resurselor regenerabile în consumurile tehnologice pe toate palierele activităţii din sectorul gazelor naturale (upstream/downstream).

    7.4.5. Creşterea ponderii gazelor regenerabile în activităţile de aprovizionare
        România îşi propune menţinerea unui mix energetic diversificat la orizontul anului 2030, ţinând cont deopotrivă de obiectivul de decarbonare al sistemului energetic, precum şi de asigurarea flexibilităţii şi adecvanţei acestuia.
        România îşi propune, de asemenea, să sporească cota capacităţilor instalate care utilizează sursele regenerabile de energie. Totodată, îşi propune să înlocuiască capacităţile de producţie pe cărbune cu capacităţi noi alimentate cu gaze naturale, întrucât gazele naturale reprezintă un combustibil fosil mai ecologic (arderea acestuia având ca rezultat cele mai mici emisii de carbon dintre toţi combustibili fosili). Mai mult, centralele electrice care utilizează gaze naturale pot fi implementate mai flexibil. De asemenea, infrastructura de gaze naturale oferă posibilitatea de a amesteca gaze regenerabile precum hidrogen, metan sintetic sau biometan şi astfel se reduc şi mai mult emisiile de carbon.


    7.5. Alte măsuri preventive
    7.5.1. Asigurarea unor indicatori de performanţă relevanţi şi îmbunătăţirea sistemului de monitorizare a acestora
        Pentru a putea monitoriza siguranţa şi fiabilitatea reţelei de gaze naturale au fost dezvoltaţi o serie de indicatori de performanţă ai calităţii pentru serviciile de transport, de distribuţie şi furnizare a gazelor naturale şi pentru starea tehnică a reţelelor de gaze naturale care sunt monitorizaţi de către ANRE. Indicatorilor de performanţă, stabiliţi prin standardele de performanţă pentru serviciile de transport, distribuţie şi furnizare a gazelor naturale, le sunt asociate valori specifice realiste şi niveluri de performanţă minimale pentru a putea testa rezultatele obţinute în raport cu obiectivele.

    7.5.2. Menţinerea unei infrastructuri funcţionale şi fiabile
        Menţinerea caracteristicilor de funcţionare optimă şi a stării tehnice a reţelelor de gaze naturale la un nivel corespunzător, se poate realiza ca urmare a desfăşurării unui sistem de mentenanţă preponderent preventiv, planificat, corectiv şi susţinut de programe anuale de investiţii de dezvoltare şi modernizare, relevat prin indicatorii de performanţă.

    7.5.3. Furnizarea de ultimă instanţă a gazelor naturale
        Rolul furnizorului de ultimă instanţă este determinant în asigurarea continuităţii aprovizionării cu gaze naturale, având obligaţia de a asigura furnizarea garantată a gazelor naturale în regim de ultimă instanţă, conform reglementărilor emise de ANRE, clienţilor finali ai căror furnizori se află în imposibilitatea de a-şi îndeplini sarcinile contractuale de furnizare în raport cu portofoliile proprii de clienţi.


    7.6. Măsuri nebazate pe piaţă
        În cadrul Planului de acţiuni preventive, asigurarea aprovizionării cu gaze naturale a României se realizează printr-o abordare care vizează adoptarea numai de măsuri bazate pe piaţă, pentru a compensa în mod suficient şi în timp util o întrerupere a furnizării de gaze.
        Planul de acţiuni preventive se concentrează pe acest tip de măsuri menite să prevină apariţia unor situaţii de urgenţă.

    7.7. Impactul măsurilor
        Măsurile prezentate în planul de acţiuni preventive urmăresc să limiteze impactul economic asupra pieţei energiei şi de asemenea impactul asupra mediului şi asupra clienţilor finali şi să optimizeze eficacitatea şi eficienţa în funcţionare a sistemului naţional gazier şi să asigure furnizarea continuă a gazelor naturale către clienţii finali.
     Obligaţiile generale ale participanţilor la piaţa gazelor naturale, stipulate în Legea nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare, sunt utilizate ca măsuri preventive pentru asigurarea nivelului de consum de gaze naturale. Trebuie precizat că în toate cazurile aceste măsuri nu vor afecta clienţii protejaţi în sensul prevederilor Regulamentului.

    7.8. Obligaţiile întreprinderilor din domeniul gazelor naturale
        Prin Legea nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare, au fost stipulate obligaţii economice generale, clar definite pentru întreprinderile care operează în domeniul gazelor naturale în România, care vizează alimentarea cu gaze a populaţiei şi, în special, a clienţilor protejaţi, în scopul realizării obiectivelor de bază şi pentru a menţine buna funcţionare a pieţei interne a gazelor, în special în situaţii de perturbare a furnizării şi situaţii de criză.
        Obligaţiile producătorilor de gaze naturale, operatorilor de sistem de înmagazinare gaze naturale, operatorului de transport şi de sistem, operatorilor de sisteme de distribuţie şi furnizorilor de gaze naturale, legate de funcţionarea în siguranţă a reţelei naţionale de gaze sunt specificate în Legea nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare (a se vedea în Tabelul 40. un rezumat al obligaţiilor întreprinderilor care operează în domeniul gazelor naturale în România).
        Tabel 44. Rezumatul obligaţiilor întreprinderilor din domeniul gazelor naturale referitoare la funcţionarea în siguranţă a reţelei naţionale de gaze naturale

┌──────────────┬──────────────────┬──────────┐
│              │                  │Prevederea│
│Întreprinderea│Obligaţia         │legală din│
│              │                  │Legea nr. │
│              │                  │123/2012  │
├──────────────┼──────────────────┼──────────┤
│              │- să deţină       │          │
│              │autorizaţiile     │          │
│              │pentru înfiinţarea│          │
│              │conductelor de    │          │
│              │alimentare din    │          │
│              │amonte aferente   │          │
│              │activităţii de    │          │
│              │producţie a       │          │
│              │gazelor naturale  │          │
│              │şi licenţa de     │          │
│              │operare a         │          │
│              │acestora;         │          │
│              │- să asigure      │          │
│              │operarea          │          │
│              │conductelor de    │          │
│              │alimentare din    │          │
│              │amonte aferente   │          │
│              │producţiei de gaze│          │
│              │naturale în       │          │
│              │condiţii de       │          │
│Producătorii  │siguranţă,        │Art. 124  │
│de gaze       │eficienţă şi de   │alin. (1) │
│naturale      │protecţie a       │          │
│              │mediului;         │          │
│              │- să asigure      │          │
│              │accesul terţilor  │          │
│              │la conductele de  │          │
│              │alimentare din    │          │
│              │amonte în condiţii│          │
│              │nediscriminatorii,│          │
│              │conform           │          │
│              │reglementărilor   │          │
│              │specifice;        │          │
│              │- să asigure      │          │
│              │livrările de gaze │          │
│              │naturale, cu      │          │
│              │respectarea       │          │
│              │condiţiilor impuse│          │
│              │prin licenţe,     │          │
│              │clauze            │          │
│              │contractuale şi   │          │
│              │reglementări în   │          │
│              │vigoare.          │          │
├──────────────┼──────────────────┼──────────┤
│              │- să opereze, să  │          │
│              │întreţină, să     │          │
│              │reabiliteze şi să │          │
│              │modernizeze       │          │
│              │instalaţiile      │          │
│              │tehnologice de    │          │
│              │suprafaţă aferente│          │
│              │depozitelor de    │          │
│              │înmagazinare, în  │          │
│              │condiţii de       │          │
│              │siguranţă, de     │          │
│              │eficienţă şi de   │          │
│              │protecţie a       │          │
│              │mediului;         │          │
│              │- să asigure      │          │
│              │accesul terţilor  │          │
│              │la depozitele de  │          │
│              │înmagazinare, pe  │          │
│Operatorii de │baza unor criterii│          │
│sistem de     │obiective,        │Art. 142  │
│înmagazinare  │transparente şi   │alin. (1) │
│gaze naturale │nediscriminatorii,│          │
│              │conform           │          │
│              │reglementărilor   │          │
│              │ANRE;             │          │
│              │- să furnizeze    │          │
│              │informaţii        │          │
│              │utilizatorilor    │          │
│              │sistemului de     │          │
│              │înmagazinare,     │          │
│              │necesare pentru un│          │
│              │acces eficient la │          │
│              │sistem;           │          │
│              │- să asigure      │          │
│              │mijloacele        │          │
│              │adecvate pentru   │          │
│              │îndeplinirea      │          │
│              │obligaţiilor      │          │
│              │privind serviciul │          │
│              │public.           │          │
├──────────────┼──────────────────┼──────────┤
│              │- să opereze      │          │
│              │sistemul de       │          │
│              │transport şi să   │          │
│              │asigure echilibrul│          │
│              │fizic rezidual al │          │
│              │acestuia,         │          │
│              │respectiv         │          │
│              │programarea,      │          │
│              │dispecerizarea şi │          │
│              │funcţionarea      │          │
│              │sistemului de     │          │
│              │transport în      │          │
│              │condiţii de       │          │
│              │siguranţă;        │          │
│              │- să întreţină, să│          │
│              │reabiliteze, să   │          │
│              │modernizeze şi să │          │
│              │dezvolte sistemul │          │
│              │de transport în   │          │
│              │condiţii de       │          │
│              │siguranţă, de     │          │
│              │eficienţă şi de   │          │
│              │protecţie a       │          │
│              │mediului;         │          │
│              │- să asigure      │          │
│              │accesul terţilor  │          │
│              │la sistemul de    │          │
│              │transport, conform│          │
│              │unor reglementări │          │
│              │specifice, în     │          │
│              │condiţii          │          │
│              │nediscriminatorii,│          │
│              │în limitele       │          │
│Operatorul    │capacităţilor de  │          │
│transport şi  │transport şi cu   │Art. 130  │
│de sistem     │respectarea       │alin. (1) │
│              │regimurilor       │          │
│              │tehnologice;      │          │
│              │- să realizeze    │          │
│              │schimbul de       │          │
│              │informaţii cu alţi│          │
│              │operatori de      │          │
│              │transport şi de   │          │
│              │sistem            │          │
│              │interconectaţi, cu│          │
│              │operatori de      │          │
│              │înmagazinare GNL  │          │
│              │şi de distribuţie │          │
│              │şi cu alţi        │          │
│              │colaboratoriîn    │          │
│              │domeniul          │          │
│              │energetic, cu     │          │
│              │respectarea       │          │
│              │reglementarilor   │          │
│              │ENTSO-G privind   │          │
│              │protocoalele de   │          │
│              │schimb de         │          │
│              │informaţii,       │          │
│              │rapoartele,       │          │
│              │structura şi      │          │
│              │procedurile de    │          │
│              │acces la bazele de│          │
│              │date;             │          │
│              │- să asigure      │          │
│              │mijloacele        │          │
│              │adecvate pentru   │          │
│              │îndeplinirea      │          │
│              │obligaţiilor      │          │
│              │privind serviciul │          │
│              │public.           │          │
├──────────────┼──────────────────┼──────────┤
│              │- să opereze, să  │          │
│              │întreţină, să     │          │
│              │repare, să        │          │
│              │modernizeze şi să │          │
│              │dezvolte sistemul │          │
│              │de distribuţie în │          │
│              │condiţii de       │          │
│              │siguranţă,        │          │
│              │eficienţă         │          │
│              │economică şi de   │          │
│              │protecţie a       │          │
│              │mediului,         │          │
│              │activităţile      │          │
│              │urmând a fi       │          │
│              │desfăşurate în    │          │
│              │baza              │          │
│              │autorizaţiilor    │          │
│              │specifice pentru  │          │
│              │proiectare şi     │          │
│              │execuţie a        │          │
│              │sistemelor de     │          │
│              │distribuţie a     │          │
│              │gazelor naturale, │          │
│Operatorii    │iar operarea      │Art. 138  │
│sistemului de │urmând să se      │alin. (1) │
│distribuţie   │desfăşoare în baza│          │
│              │licenţei de       │          │
│              │distribuţie;      │          │
│              │- să asigure      │          │
│              │accesul terţilor  │          │
│              │la sistemele de   │          │
│              │distribuţie, în   │          │
│              │condiţii          │          │
│              │nediscriminatorii,│          │
│              │în limitele       │          │
│              │capacităţilor de  │          │
│              │distribuţie, cu   │          │
│              │respectarea       │          │
│              │regimurilor       │          │
│              │tehnologice,      │          │
│              │conform           │          │
│              │reglementărilor   │          │
│              │specifice         │          │
│              │elaborate de ANRE;│          │
│              │- să asigure      │          │
│              │condiţiile de     │          │
│              │securitate în     │          │
│              │alimentarea cu    │          │
│              │gaze naturale.    │          │
├──────────────┼──────────────────┼──────────┤
│              │- să încheie      │          │
│              │contracte de      │          │
│              │achiziţie a       │          │
│              │gazelor naturale, │          │
│              │astfel încât să   │          │
│              │asigure acoperirea│          │
│              │consumului pentru │          │
│              │clienţii săi;     │          │
│              │- să achiziţioneze│          │
│              │gazele naturale pe│          │
│              │care le furnizează│          │
│              │clienţilor        │          │
│              │casnici, în       │          │
│              │condiţii de       │          │
│              │minimizare a      │          │
│              │costului          │          │
│              │resurselor        │          │
│              │alocate, pe baza  │          │
│              │unor proceduri    │          │
│              │proprii, care să  │          │
│              │asigure caracterul│          │
│              │transparent al    │          │
│              │procesului de     │          │
│              │achiziţie a       │          │
│              │gazelor naturale  │          │
│              │şi, în acelaşi    │          │
│              │timp, tratamentul │          │
│              │egal şi           │          │
│              │nediscriminatoriu │          │
│              │al persoanelor    │          │
│              │care participă la │          │
│              │procedura de      │          │
│              │achiziţie a       │          │
│              │gazelor naturale, │          │
│              │în calitate de    │          │
│              │ofertanţi;        │          │
│              │- să permită      │          │
│              │clienţilor, în mod│          │
│              │gratuit,          │          │
│              │schimbarea        │          │
│              │efectivă a        │          │
│              │furnizorului de   │          │
│              │gaze naturale în  │          │
│Furnizorii de │termen de 21 de   │Art. 143  │
│gaze naturale │zile de la data   │alin. (1) │
│              │solicitării şi să │          │
│              │transmită acestora│          │
│              │un decont final de│          │
│              │lichidare, în     │          │
│              │termen de maximum │          │
│              │42 de zile de la  │          │
│              │schimbarea        │          │
│              │furnizorului;     │          │
│              │- să informeze    │          │
│              │corespunzător     │          │
│              │clienţii finali cu│          │
│              │privire la        │          │
│              │consumul lor      │          │
│              │efectiv de gaze   │          │
│              │naturale şi la    │          │
│              │costurile reale   │          │
│              │aferente,         │          │
│              │suficient de      │          │
│              │frecvent astfel   │          │
│              │încât aceştia să  │          │
│              │aibă posibilitatea│          │
│              │să îşi ajusteze   │          │
│              │propriul consum de│          │
│              │gaze naturale.    │          │
│              │Aceste informaţii │          │
│              │se comunică la    │          │
│              │intervale de timp │          │
│              │corespunzătoare,  │          │
│              │ţinându-se cont de│          │
│              │capacitatea       │          │
│              │echipamentelor de │          │
│              │măsurare ale      │          │
│              │clientului final  │          │
│              │şi de raportul    │          │
│              │cost-beneficiu al │          │
│              │acestor măsuri,   │          │
│              │fără să se        │          │
│              │perceapă          │          │
│              │clienţilor finali │          │
│              │costuri           │          │
│              │suplimentare      │          │
│              │pentru acest      │          │
│              │serviciu.         │          │
└──────────────┴──────────────────┴──────────┘




    8. PROIECTE DE INFRASTRUCTURĂ
    8.1. Proiecte de investiţii pentru dezvoltarea SNT
        Planul de dezvoltare a Sistemului Naţional de Transport gaze naturale prezintă direcţiile de dezvoltare ale reţelei româneşti de transport gaze naturale şi a proiectelor majore pe care Transgaz S.A., în calitate de OTS, intenţionează să le implementeze în următorii 10 ani, în scopul dezvoltării reţelei de transport a gazelor naturale pentru a răspunde cerinţelor pieţei.
        Planul de dezvoltare a Sistemului Naţional de Transport gaze naturale cuprinde proiecte de anvergură menite să reconfigureze reţeaua de transport gaze naturale care, deşi extinsă şi complexă, a fost concepută într-o perioadă în care accentul se punea pe aprovizionarea cu gaze naturale a marilor consumatori industriali şi crearea accesului acestora la resursele concentrate în centrul ţării şi în Oltenia.
        În indentificarea proiectelor necesar a fi dezvoltate în Sistemul Naţional de Transport (SNT) gaze naturale s-a pornit de la principalele cerinţe pe care acesta trebuie să le asigure în actuala dinamică a pieţei regionale de gaze naturale. Având în vedere ultimele evoluţii şi tendinţe în domeniul traseelor de transport gaze naturale la nivel european, este evidentă profilarea a două surse importante de aprovizionare cu gaze naturale: gazele naturale din regiunea Mării Caspice şi cele din Marea Neagră.
        Astfel, proiectele planificate de companie au în vedere:
        ● asigurarea unui grad adecvat de interconectivitate cu ţările vecine;
        ● crearea unor rute de transport gaze naturale la nivel regional pentru a asigura transportul gazelor naturale provenite din noi surse de aprovizionare;
        ● crearea infrastructurii necesare preluării şi transportului gazelor naturale din perimetrele off-shore în scopul valorificării acestora pe piaţa românească şi pe alte pieţe din regiune;
        ● extinderea infrastructurii de transport gaze naturale pentru îmbunătăţirea aprovizionării cu gaze naturale a unor zone deficitare;
        ● crearea pieţei unice integrate la nivelul Uniunii Europene.

        În acest context, este foarte important ca Transgaz să implementeze într-un timp scurt proiectele descrise în cele ce urmează, pentru a conecta pieţele central europene la resursele din Marea Caspică şi Marea Neagră.
        Poziţia geostrategică, resursele de energie primară, proiectele de investiţii majore în infrastructura de transport gaze naturale pot ajuta România să devină un jucător semnificativ în regiune, însă doar în condiţiile în care va ţine pasul cu progresul tehnologic şi va reuşi să atragă finanţările necesare. Prin proiectele propuse pentru dezvoltarea şi modernizarea infrastructurii de transport gaze naturale, prin implementarea unor sisteme inteligente de control, automatizare, comunicaţii şi management al reţelei, Transgaz urmăreşte atât maximizarea eficienţei energetice pe întreg lanţul de activităţi desfăşurate, precum şi crearea unui sistem inteligent de transport gaze naturale, eficient, fiabil şi flexibil.
        Principalele proiectele de investiţii cuprinse în Planul de dezvoltare a Sistemului Naţional de Transport al gazelor naturale pentru perioada 2024 - 2033 sunt*38):
        *38) Transgaz - Planul de Dezvoltare a Sistemului Naţional de Transport gaze naturale 2024 - 2033
 (a se vedea imaginea asociată)
        Figura 9. Harta proiectelor majore din SNT
    8.1.1. Dezvoltarea pe teritoriul României a Sistemului Naţional de Transport Gaze Naturale pe Coridorul Bulgaria-România-Ungaria-Austria (BRUA) - Faza II constă în realizarea următoarelor obiective:
        ● conductă Recaş-Horia 32" x 63 bar în lungime de aproximativ 50 km;
        ● amplificarea celor trei staţii de comprimare (SC Podişor, SC Bibeşti şi SC Jupa) prin montarea unui agregat suplimentar de comprimare în fiecare staţie;
        ● amplificarea staţiei de măsurare gaze existente SMG Horia.
 (a se vedea imaginea asociată)
        Figura 10. Harta Coridorului Bulgaria-România-Ungaria-Austria (BRUA) - Faza II
        Implementarea Proiectului BRUA-Faza II are drept rezultat creşterea etapizată a capacităţii coridorului de transport bidirecţional Bulgaria-România-Ungaria-Austria prin care se asigură în prezent o capacitate de transport de 2,63 mld. mc/an cu Ungaria. Sunt propuse în cadrul procesului de capacitate incrementală trei niveluri de dezvoltare a capacităţii cu Ungaria respectiv la 2,98 mld mc/an, 4,38 mld mc/an şi 5,32 mld mc/an, pentru transportul gazelor de pe Coridorul Vertical.. Termenul estimat de finalizare: 2027 Valoarea estimată a investiţiei este de 150 milioane Euro.

    8.1.2. Dezvoltarea pe teritoriul României a Coridorului Sudic de Transport pentru preluarea gazelor naturale de la ţărmul Mării Negre (Tuzla - Podişor)
        În contextul în care Europa devine tot mai dependentă de importurile de gaze naturale, accesul la noi surse devine o necesitate imperioasă. În aceste condiţii dezvoltarea pe teritoriul României a unei infrastructuri de transport gaze naturale de la ţărmul Mării Negre până la graniţa România- Ungaria reprezintă una din priorităţile majore ale TRANSGAZ.
 (a se vedea imaginea asociată)
        Figura 11. Harta Coridorului Sudic de Transport pentru preluarea gazelor naturale de la ţărmul Mării Negre
        Obiectivul major al acestei investiţii constă în construirea unei conducte de transport gaze naturale Tuzla-Podişor, în lungime de 308,3 km şi DN 1200 respectiv DN 1000, care să facă legătura între resursele de gaze naturale disponibile la ţărmul Mării Negre şi coridorul BULGARIA- ROMÂNIA-UNGARIA-AUSTRIA, astfel asigurându-se posibilitatea transportului gazelor naturale spre Bulgaria şi Ungaria prin interconectările existente Giurgiu-Ruse (cu Bulgaria) şi Nădlac-Szeged (cu Ungaria). Această conductă se va interconecta cu conductă de transport gaze naturale T1 şi traversează judeţele: Constanţa, Călăraşi şi Giurgiu.
        Conducta este formată din două tronsoane, după cum urmează:
        ● tronsonul I, Tuzla-Amzacea, în lungime de 32,4 km, va avea un diametru de \'f8 48" (DN1200) şi capacitate tehnică de 12 mld. mc/an;
        ● tronsonul II, Amzacea-Podişor, în lungime de 275,9 km, va avea un diametru de \'f840" (DN1000) şi capacitate tehnică de 6 mld. mc/an.

        Termenul estimat de finalizare: 2025.
        Valoarea estimată a investiţiei este de 493,9 milioane Euro.
        Proiectul este inclus în TYNDP 2022 cu cod de identificare TRA-A-362.
     Proiectul a primit statut de proiect de interes comun fiind inclus în cea de-a cincea Listă de proiecte de interes a Uniunii, aprobată prin Regulamentul delegat (UE) 2022/564 al Comisiei din 19 noiembrie 2021 de modificare a Regulamentului (UE) nr. 347/2013 al Parlamentului European şi al Consiliului în ceea ce priveşte lista proiectelor de interes comun a Uniunii, având numărul de referinţă 6.24.4.

    8.1.3. Amplificarea coridorului bidirecţional de transport gaze naturale Bulgaria-România-Ungaria-Austria (BRUA-Faza III)
        În ipoteza în care capacităţile de transport necesare valorificării gazelor naturale din Marea Neagră pe pieţele central-vest europene depăşesc potenţialul de transport al coridorului BRUA Faza II, TRANSGAZ a planificat dezvoltarea coridorului central care urmăreşte practic traseul unor conducte din sistemul actual dar care actualmente funcţionează la parametrii tehnici neadecvaţi pentru o arteră magistrală.
 (a se vedea imaginea asociată)
        Figura 12. Harta Coridorului bidirecţional de transport gaze naturale Bulgaria-România-Ungaria-Austria
        (BRUA-Faza III)
        În funcţie de volumele de gaze naturale disponibile la ţărmul Mării Negre, (care nu vor putea fi preluate de Culoarul BRUA Faza I şi II), pe termen lung se are în vedere dezvoltarea capacităţii de transport pe culoarul Oneşti-Coroi-Haţeg-Nădlac. Dezvoltarea acestui culoar de transport gaze naturale presupune următoarele:
        ● reabilitarea unor conducte existente ce aparţin SNT;
        ● înlocuirea unor conducte existente ce aparţin SNT cu conducte noi sau construirea unor conducte noi instalate în paralel cu conductele existente;
        ● dezvoltarea a 4 sau 5 staţii noi de comprimare cu o putere totală instalată de aprox. 66-82,5MW;
        ● creşterea capacităţi de transport gaze naturale spre Ungaria cu 4,4 mld. mc/an.

        În prezent Transgaz S.A. a elaborat studiul de prefezabilitate privind dezvoltarea acestui culoar de transport gaze naturale şi acesta a fost împărţit în două proiecte, şi anume:
        ● Asigurarea curgerii reversibile pe interconectarea România-Ungaria, care vizează:
    - conductă nouă de transport gaze naturale Băcia-Haţeg-Horia-Nădlac în lungime de aproximativ 280 km;
    – doua staţii noi de comprimare gaze naturale amplasate de-a lungul traseului;

        ● Dezvoltarea SNT între Oneşti şi Băcia, care vizează:
    - reabilitarea unor tronsoane de conductă;
    – înlocuirea unor conducte existente cu conducte noi cu diametru şi presiune de operare mai mari;
    – două sau trei staţii noi de comprimare gaze naturale.


        Termenul de finalizare pentru întreg coridorul: 2028-2029.
        Valoarea estimată a investiţiei este de 855 milioane Euro.
        Proiectul este inclus în TYNDP 2022 cu cod de identificare TRA-N-959.

    8.1.4. Interconectarea România-Serbia - interconectarea Sistemului Naţional de Transport gaze naturale cu sistemul similar de transport gaze naturale din Serbia
        În contextul prevederilor Strategiei Europene privind Uniunea Energiei şi a acţiunilor de implementare a obiectivelor acestei strategii (competitivitate, sustenabilitate şi securitatea aprovizionării cu energie), România acordă interes deosebit asigurării dimensiunii securităţii energetice, dezvoltării infrastructurii energetice prin diversificarea surselor şi rutelor de transport energetic, întăririi solidarităţii între statele membre şi asigurării funcţionării eficiente a pieţei energiei.
 (a se vedea imaginea asociată)
        Figura 13. Harta Interconectării România-Serbia
        Proiectul va consta din:
        ● construirea unei conducte noi de interconectare pe direcţia Recaş-Mokrin în lungime de aprox. 97 km din care aprox. 85 km pe teritoriul României şi 12 km pe teritoriul Şerbiei cu următoarele caracteristici:
    - presiunea în conducta BRUA zona Recaş: 50-54 bar (PN BRUA-63 bar);
    – diametrul conductei de interconectare: DN 600, PN 63 bar;
    – capacitate transport: max. 1,2 mld Smc/an (137000 Smc/h), atât pe direcţia România-Serbia, cât şi pe direcţia Serbia-România.

        ● construirea unei staţii de măsurare gaze naturale (amplasată pe teritoriul României).

        În situaţia în care vor fi preluate gaze naturale din Serbia spre România, acestea pot fi direcţionate la consum în zona Timişoara-Arad, prin conducta DN 600 Horia-Maşloc-Recaş (25 bar), la presiuni mai mici decât în conducta BRUA.
        Termenul estimat de finalizare: 2028.
        Valoarea estimată a investiţiei este de 86,8 milioane Euro.
        Proiectul este inclus în Planul de dezvoltare a reţelei europene de transport gaze naturale TYNDP 2022 cu cod de identificare TRA-A-1268.

    8.1.5. Proiectul "Dezvoltarea/Modernizarea Infrastructurii de transport gaze naturale în zona de Nord-Vest a României"
        În contextul prevederilor Strategiei Europene privind Uniunea Energiei şi a acţiunilor de implementare a obiectivelor acestei strategii (competitivitate, sustenabilitate şi securitatea aprovizionării cu energie), România acordă interes deosebit asigurării dimensiunii securităţii energetice, dezvoltării infrastructurii energetice prin diversificarea surselor şi rutelor de transport energetic, întăririi solidarităţii între statele membre şi asigurării funcţionării eficiente a pieţei energiei.
        Proiectul presupune realizarea/modernizarea unor obiective aferente Sistemului Naţional de Transport, din zona de Nord-Vest a României, cu scopul de a crea noi capacităţi de transport gaze naturale sau de a creşte capacităţile existente.
 (a se vedea imaginea asociată)
        Figura 14. Harta SNT în zona de Nord-Vest a României
        Având în vedere anvergura acestui proiect, se propune implementarea acestuia etapizat, după cum urmează:
        ● Etapa 1:
    - construirea conductei de transport gaze naturale şi a instalaţiilor aferente, pe direcţia Horia-Borş.

        ● Etapa 2:
    - construirea conductei de transport gaze naturale şi a instalaţiilor aferente, pe direcţia Borş-Abrămuţ;
    – construirea unei Staţii de Comprimare Gaze Naturale la Medieşu Aurit;
    – construirea conductei de transport gaze naturale şi a instalaţiilor aferente, pe direcţia Huedin-Aleşd.

        ● Etapa 3:
    - construirea conductei de transport gaze naturale şi a instalaţiilor aferente, pe direcţia Abrămuţ-Medieşu Aurit;
    – construirea conductei de transport gaze naturale şi a instalaţiilor aferente, pe direcţia Sărmăşel-Medieşu Aurit.


        Termenul estimat de finalizare: 2026 pentru Etapa 1, 2027 pentru Etapa 2 şi 2028 pentru Etapa 3.
        Valoarea estimată a investiţiei este de 405 milioane Euro.
        Proiectul este inclus în TYNDP 2022 cu cod de identificare TRA-N-598.

    8.1.6. Creşterea capacităţii de transport gaze naturale a interconectării România-Bulgaria pe direcţia Giurgiu-Ruse
        În luna iulie 2017, la Bucureşti, SNTGN Transgaz SA, Bulgartransgaz, DESFA SA, FGSZ Ltd. şi ICGB AD au semnat Memorandumul privind cooperarea pentru realizarea Coridorului Vertical.
        Pentru atingerea scopului, părţile au agreat să analizeze necesităţile tehnice sub forma unor conducte noi, interconectări sau consolidări ale sistemelor naţionale de transport.
        Estimările privind transportul de gaze naturale în zona de sud a Europei prezintă o evoluţie rapidă, iar noile proiecte majore care vor fi realizate în această zonă au în vedere fluxuri ale gazelor pe direcţia sud-nord.
 (a se vedea imaginea asociată)
    Figura 15. Harta interconectării România-Bulgaria pe direcţia Giurgiu-Ruse
    Proiectul constă în:
        ● construirea unei conducte noi de transport gaze naturale şi a instalaţiilor aferente;
        ● construirea unei noi subtraversări la Dunăre;
        ● amplificare SMG Giurgiu.

        În cadrul studiului de prefezabilitate s-au considerat mai multe variante de dezvoltare pentru o creştere a capacităţii de la 1,5 mld mc/an la 5 mld mc/an.
        Impactul asupra capacităţii transfrontaliere: creştere capacitate spre Bulgaria de la 1,5 mld mc/an la 5 mld mc/an
        Termenul estimat de finalizare: 2027.
        Valoarea estimată a investiţiei este de 51,8 milioane Euro.

    8.1.7. Modernizare SMG Isaccea 2 şi SMG Negru Vodă 2 în vederea realizării curgerii bidirecţionale pe conducta T2
        Pentru asigurarea curgerii bidirecţionale la graniţa cu Ucraina şi Bulgaria pe conducta de tranzit T2 este necesară modernizarea staţiilor de măsurare gaze naturale SMG Isaccea 2 şi SMG Negru Vodă 2.
 (a se vedea imaginea asociată)
        Figura 16. Harta SMG Isaccea 2 şi SMG Negru Vodă 2
    1. Staţie de măsurare SMG Isaccea 2
        Staţia de Măsurare modernizată va fi dotată cu instalaţie de separare/filtrare şi instalaţie de măsurare:
        ● separarea/filtrarea este asigurată de o baterie de separare/filtrare;
        ● instalaţia de măsurare va fi compusă din mai multe linii de măsurare paralele (în operare şi în rezervă) echipate cu contoare cu ultrasunete în scopul măsurării cantităţilor de gaze naturale livrate, fiecare linie fiind echipată identic cu trei sisteme de măsurare independente (Pay, Check şi Verificare); sistemele independente Pay şi Check vor utiliza contoare cu ultrasunete dual, iar sistemele de Verificare vor utiliza un contor cu ultrasunete simplu.


    2. Staţia de măsurare SMG Negru Vodă 2
        Staţia de Măsurare modernizată va fi dotată cu instalaţie de separare/filtrare şi instalaţie de măsurare:
        ● separarea/filtrarea este asigurată de o baterie de separare/filtrare;
        ● instalaţia de măsurare va fi compusă din mai multe linii de măsurare paralele (în operare şi în rezervă) echipate cu contoare cu ultrasunete în scopul măsurării cantităţilor de gaze naturale livrate, fiecare linie fiind echipată identic cu două sisteme de măsurare independente (Pay şi Check); sistemele independente Pay şi Check vor utiliza contoare cu ultrasunete dual.

        Etapa 1: Crearea posibilităţii de curgere bidirecţională a gazelor naturale pe T2 la SMG Isaccea 2 respectiv crearea posibilităţii de curgere bidirecţională a gazelor naturale pe T2 la SMG Negru Vodă 2 - finalizată.
        Etapa 2: Urmează înlocuirea/modernizarea sistemelor de măsură la SMG Isaccea 2 respectiv SMG Negru Vodă 2. Proiectul se află într-o fază incipientă, urmând a fi dezvoltat în funcţie de rezultatele evaluării cererii de piaţă pentru capacitate incrementală pentru punctele de interconectare situate pe conducta T2.Termenul estimat de finalizare: 2028. Proiectul va fi dezvoltat în funcţie de rezultatele evaluării cererii de piaţă pentru capacitate incrementală pentru punctele de interconectare situate pe conductele T2 şi T3 pe direcţia de transport Bulgaria - România - Ucraina (culoarul transbalcanic).
        Valoarea estimată a investiţiei este de 26,65 milioane Euro.


    8.1.8. Modernizare SMG Isaccea 3 şi Negru Vodă 3 în vederea realizării curgerii bidirecţionale pe conducta T3
        Prin implementarea proiectului se creează posibilitatea curgerii bidirecţionale pe conducta T3, parte din coridorul Transbalcanic.
 (a se vedea imaginea asociată)
        Figura 17. Harta SMG Isaccea 3 şi Negru Vodă 3
    1. Staţie de măsurare SMG Isaccea 3
        Staţia de Măsurare modernizată va fi dotată cu instalaţie de separare/filtrare şi instalaţie de măsurare:
        ● separarea/filtrarea este asigurată de o baterie de separare/filtrare;
        ● instalaţia de măsurare va fi compusă din mai multe linii de măsurare paralele (în operare şi în rezervă) echipate cu contoare cu ultrasunete în scopul măsurării cantităţilor de gaze naturale livrate, fiecare linie fiind echipată identic cu trei sisteme de măsurare independente (Pay, Check şi Verificare);
        ● sistemele independente Pay şi Check vor utiliza contoare cu ultrasunete dual, iar sistemele de verificare vor utiliza un contor cu ultrasunete simplu.


    2. Staţia de măsurare SMG Negru Vodă 3
        Staţia de Măsurare modernizată va fi dotată cu instalaţie de separare/filtrare şi instalaţie de măsurare:
        ● separarea/filtrarea este asigurată de o baterie de separare/filtrare;
        ● instalaţia de măsurare va fi compusă din mai multe linii de măsurare paralele (în operare şi în rezervă) echipate cu contoare cu ultrasunete în scopul măsurării cantităţilor de gaze naturale livrate, fiecare linie fiind echipată identic cu două sisteme de măsurare independente (Pay şi Check);
        ● sistemele independente Pay şi Check vor utiliza contoare cu ultrasunete dual.

        Etapa 1: Crearea posibilităţii de curgere bidirecţională a gazelor naturale pe T3 la SMG Isaccea 3 respectiv crearea posibilităţii de curgere bidirecţională a gazelor naturale pe T3 la SMG Negru Vodă 3 - finalizată.
        Etapa 2: Urmează înlocuirea/modernizarea sistemelor de măsură la SMG Isaccea 3 respectiv SMG Negru Vodă 3. Proiectul se află într-o fază incipientă, urmând a fi dezvoltat în funcţie de rezultatele evaluării cererii de piaţă pentru capacitate incrementală pentru punctele de interconectare situate pe conducta T3.
        Termenul estimat de finalizare: 2028. Proiectul va fi dezvoltat în funcţie de rezultatele evaluării cererii de piaţă pentru capacitate incrementală pentru punctele de interconectare situate pe conductele T2 şi T3 pe direcţia de transport Bulgaria - România - Ucraina (culoarul transbalcanic).
        Valoarea estimată a investiţiei este de 26,65 milioane Euro.


    8.1.9. Interconectarea SNT la Terminal GNL amplasat la malul Mării Negre
        Obiectivul proiectului: crearea capacităţii de transport pentru preluarea gazelor naturale provenite de la terminalul GNL amplasat la ţărmul Mării Negre.
        Preluarea gazelor naturale de la ţărmul Mării Negre printr-un terminal GNL presupune realizarea interconectării Sistemului Naţional de Transport gaze naturale la terminalul GNL prin construirea unei conducte de transport gaze naturale, în lungime de cca. 25 Km, de la ţărmul Mării Negre până la conductele TI şi T2.
 (a se vedea imaginea asociată)
        Figura 18. Harta terminal GNL amplasat la malul Mării Negre
        Capacitatea şi presiunea de proiectare pentru această conductă se vor stabili în funcţie de cantităţile de gaze naturale disponibile la ţărmul Mării Negre.
        Impactul asupra capacităţii transfrontaliere: proiectul nu are impact asupra capacităţilor transfrontaliere, însă contribuie la diversificarea surselor şi creşterea siguranţei în alimentarea cu gaze naturale.
        Termenul estimat de finalizare: 2028.
        Valoarea estimată a investiţiei este de 19,6 milioane Euro.

    8.1.10. Terminal GNL amplasat la malul Mării Negre
        Obiectivul proiectului: realizarea unui terminal GNL amplasat la ţărmul Mării Negre.
        Pentru diversificarea surselor de aprovizionare cu gaze naturale s-a identificat oportunitatea realizării unui terminal LNG la ţărmul Mării Negre cu toate facilităţile aferente pentru a putea prelua cantităţile de LNG din zona Mării Caspice şi din Orientul Mijlociu. Tipul terminalului şi facilităţile aferente acestuia, împreună cu capacitatea acestuia se vor stabili în etapele de proiectare în funcţie de nivelul cererii de gaze naturale rezultat în urma parcurgerii procedurilor de rezervare de capacitate.
 (a se vedea imaginea asociată)
        Figura 19. Harta terminal GNL amplasat la malul Mării Negre
        Impactul asupra capacităţii transfrontaliere: proiectul nu are impact asupra capacităţilor transfrontaliere, însă contribuie la diversificarea surselor şi creşterea siguranţei în alimentarea cu gaze naturale.
        Termenul estimat de finalizare: 2028.
        Valoarea estimată a investiţiei este de 360 milioane Euro.

    8.1.11. Eastring-România
        Proiectul EASTRING, promovat de EUSTREAM, este o conductă cu flux bidirecţional pentru Europa Centrală şi de Sud-Est care are ca scop conectarea sistemelor de transport gaze naturale din Slovacia, Ungaria, România şi Bulgaria pentru a obţine acces la rezervele de gaze naturale din regiunea Caspică şi Orientul Mijlociu.
 (a se vedea imaginea asociată)
        Figura 20. Harta proiect EASTRING
        Date tehnice: gazoduct de interconectare cu flux bidirecţional cu o capacitate anuală între 225,500 GWh şi 451,000 GWh (aprox. 20 mld. mc până la 40 mld. mc), care conectează Slovacia cu graniţa externă a UE prin Bulgaria, Ungaria şi România.
        EASTRING va asigura cea mai rentabilă rută de transport, directă, între platformele de gaze din vestul Uniunii Europene şi Regiunea Balcanică/Turcia de vest-o zonă cu potenţial foarte ridicat în a oferi gaze din diferite surse.
        Prin posibilitatea de a diversifica rutele de transport precum şi sursele de aprovizionare, se va asigura siguranţa în aprovizionare în întreaga regiune, în principal în ţările Europei de Sud-Est.. Conform studiului de fezabilitate, implementarea proiectului se va realiza în două faze, după cum urmează:
        ● Faza 1 - capacitate maximă de 20 mld mc/an;
        ● Faza 2 - capacitate maximă de 40 mld mc/an.

        Termenul estimat de finalizare: 2028 pentru Faza 1, 2033 pentru Faza 2.
        Valoarea totală estimată a investiţiei este de:
        ● Faza 1 - 1.297 milioane Euro pentru România (2.600 mil. Euro-total);
        ● Faza 2 - 357 milioane Euro pentru România (739 mil. Euro-total).

        Proiectul este inclus în TYNDP 2022 cu cod de identificare TRA-A-655.

    8.1.12. Sistem de monitorizare, control şi achiziţie de date pentru staţiile de protecţie catodică aferente Sistemului Naţional de Transport Gaze Naturale
        Implementarea sistemului de achiziţie, comandă şi monitorizare pentru sistemul de protecţie catodică va asigura durabilitate şi siguranţă sporită în exploatare a conductelor de transport, în baza datelor achiziţionate, va asigura simplitate în operare pentru un sistem complex de protecţie al conductelor cu cheltuieli de mentenanţă scăzute.
        În cadrul SNTGN TRANSGAZ SA, staţiile de protecţie catodică reprezintă principalul sistem de protecţie activă a conductelor de transport gaze naturale Reducerea coroziunii conductelor, menţinerea acestora în funcţiune pe o durată cât mai lungă de timp şi reducerea costurilor cu mentenanţa este un obiectiv prioritar.
        Sistemul centralizat de protecţie catodică va oferi posibilitatea setării, monitorizării şi operării clare şi precise de la distanţă a punctelor de interes ale sistemului, va elimina costurile de citire a datelor, va evita situaţiile în care datorită condiţiilor meteo nu este posibilă citirea datelor şi erorile umane, va permite control distribuit al locaţiilor, va reduce costurile cu operarea şi mentenanţa, reduce considerabil timpul de configurare. Implementarea unui astfel de sistem va reduce micro- managementul, timpii de test şi punere în funcţiune.
        Arhitectura distribuită va oferi riscuri minime de indisponibilitate şi va oferi fiabilitate maximă sistemului de protecţie catodică.
        Sistemul va fi intuitiv, uşor de utilizat şi acceptabil în orice structură de sistem SCADA, iar cerinţele de perfecţionare a operatorilor sunt scurte şi simple.
        Controlul de la distanţă al parametrilor staţiilor de protecţie catodică şi monitorizarea coroziunii în punctele critice ale sistemului de transport gaze naturale este obligatorie pentru reducerea coroziunii şi gestionarea corespunzătoare a consumurilor energetice din fiecare locaţie. Concomitent sistemul va oferi informaţii legate de electrosecuritatea conductei, cât şi pentru protecţia catodică intrinsecă (fără sursă exterioară de curent catodic), oferind informaţii în unele puncte sau tronsoane pentru redresare limitativă a curenţilor de dispersie în curent alternativ induşi în conductă.
        Termen estimat de finalizare: anul 2027 Valoarea estimată a investiţiei: 17,7 milioane EURO.

    8.1.13. Dezvoltarea sistemului SCADA pentru Sistemul Naţional de Transport gaze naturale
        Modernizarea infrastructurii de transport gaze naturale trebuie sa fie susţinută în următorii ani de dezvoltarea unui sistem SCADA, performant şi flexibil, prin modernizarea arhitecturii hardware şi software, prin migrarea spre o arhitectură descentralizată, cu control distribuit pe unităţi administrative organizatorice în conformitate cu structura SNTGN TRANSGAZ SA.Proiectul privind "Dezvoltarea Sistemului SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition) pentru Sistemul Naţional de Transport Gaze Naturale" va consta în:
        ● analiza posibilităţilor de optimizare a arhitecturii sistemului SCADA;
        ● înlocuirea/upgradarea, la nivelul dispeceratelor SCADA naţionale/teritoriale a echipamentelor hardware uzate din punct de vedere moral şi fizic în scopul asigurării, prin variantele noi de firmware/sisteme de operare/aplicaţii software utilizate, a creşterii volumului şi puterii de procesare a datelor precum şi a gradului de securitate informatică;
        ● asigurarea unei rezerve de capacitate hardware/software la nivelul dispeceratelor SCADA naţionale şi teritoriale necesară integrării viitoare în sistemul SCADA a obiectivelor SNT care urmează a fi puse în funcţiune în perioada 2022-2027;
        ● integrarea suplimentară a circa 170 SRM (Staţii de Reglare Măsurare) funcţionale la nivelul Sistemului Naţional de Transport Gaze Naturale (SNT);
        ● asigurarea continuităţii transmiterii, monitorizării în timp real la dispeceratele SCADA naţionale şi teritoriale, a parametrilor tehnologici relevanţi şi necesari din cadrul obiectivelor SNT, în concordanţă cu nivelul şi ritmul de dezvoltare a instalaţiilor tehnologice pe termen scurt şi mediu, în scopul monitorizării şi operării SNT în condiţii de siguranţă, eficienţă şi protecţie a mediului înconjurător; integrarea automatizărilor locale noi care vor fi puse în funcţiune prin retehnologizarea/dezvoltarea staţiilor de comprimare gaze naturale, a nodurilor tehnologice, a robinetelor de secţionare amplasate pe conductele magistrale, etc;
        ● instalarea de sisteme tip SCADA Intrusion Detection System LAN SCADA;
        ● instalarea de sisteme tip IP&DS dedicate cu supraveghere la nivel de protocoale industriale pentru aplicaţiile sensibile-staţiile comandate de la distanţă prin sistemul SCADA: noduri tehnologice; staţii de interconectare; staţii de comprimare; viitoare Sisteme de automatizare conducte.
        ● instalarea unui sistem de simulare şi PMS (Pipeline Monitoring Software) sau NSM (Managementul Programului de Reţea);
        ● identificarea şi asigurarea de soluţii tehnice privind securizarea reţelei de date industriale în care sunt instalate sistemele de achiziţie date şi control (SCADA);
        ● analizarea oportunităţilor tehnice privind proiectarea şi realizarea unui dispecerat de urgenţă, în cazul în care studiul referitor la oportunitatea şi necesitatea existenţei unui dispecerat de urgenţă reclamă acest lucru, instruirea personalului operator/tehnic/de mentenanţă SCADA pentru utilizarea noilor tehnici şi politici de securitate implementate.

        Pentru implementarea proiectului "Dezvoltarea Sistemului SCADA TRANSGAZ pentru Sistemul Naţional de Transport", luând în considerare concluziile studiului de fezabilitatea s-a propus dezvoltarea proiectului pe etape:
        Etapa 1 - Modernizare infrastructurii centrale hardware şi software - servere şi staţii operator SCADA.
        Etapa 2 - Echiparea SRM-urilor noi pentru monitorizare prin SCADA.
        Etapa 3 - Execuţia unor proiecte de interconectare, control şi monitorizare cu alte sisteme SCADA TRANSGAZ.

        Termen estimat de finalizare: anul 2026 Valoarea estimată a investiţiei: 5,5 milioane EURO.


    8.2. Proiecte de investiţii pentru dezvoltarea sistemului de stocare a gazelor naturale
    I. DEPOGAZ PLOIEŞTI - proiecte majore de înmagazinare (a se vedea imaginea asociată)
        Figura 21. Hartă proiecte DEPOGAZ PLOIEŞTI
    8.2.1. Creşterea capacităţii de extracţie zilnică în cadrul Depozitului Bilciureşti - Modernizarea infrastructurii sistemului de înmagazinare gaze naturale-Bilciureşti
        Proiectul are ca scop creşterea capacităţii actuale de extracţie de la 14 milioane mc/zi la circa 20 milioane mc/zi corelată şi cu o creştere a capacităţii de înmagazinare de 108 milioane mc/ciclu.
        Pentru a nu perturba activitatea de înmagazinare gaze naturale, proiectul se implementează etapizat şi constă în următoarele:
        Faza I:
        ● lucrări de modernizare pentru staţia de uscare grup 57 Bilciureşti - lucrări finalizate;
        ● lucrări de modernizare pentru staţia de uscare grup 101 Bilciureşti - lucrări finalizate;
        ● lucrări de construcţie a unei noi staţii de uscare la grupul 145 Bilciureşti, precum şi lucrări de reconfigurare şi modernizare a instalaţiilor tehnologice din depozit - lucrări finalizate 2021;
        ● lucrări de foraj pentru patru sonde şi lucrări de execuţie a instalaţiilor tehnologice de suprafaţă aferente acestor sonde - lucrări finalizate 2023;
        ● lucrări de modernizare a instalaţiilor tehnologice din incinta staţiei de comprimare Butimanu- lucrările se vor finaliza în Sem. I al anului 2024.

        Faza II:
        ● colector Butimanu - Bilciureşti cu diametrul de 24" (DN 600 PN 150);
        ● modernizări instalaţii în cadrul grupurilor de înmagazinare gaze naturale Bilciureşti;
        ● modernizări 39 sonde de injecţie/extracţie;
        ● modernizare sistem răcire modul comprimare M3 Butimanu;
        ● conducta nouă (11 Km) transport gaze între depozit Bilciureşti şi staţia de comprimare de la Butimanu
        ● digitalizarea procesului de înmagazinare gaze naturale.

        Date tehnice:
    - creşterea capacităţii de livrare zilnică a gazelor din depozitul Bilciureşti cu 6 milioane mc/zi obţinând o capacitate de extracţie zilnică totală de 20 milioane mc/zi;
    – pe ansamblul depozitelor operate de către Depogaz finalizarea proiectului va contribui la creşterea capacităţii zilnice de extracţie din depozite la nivel naţional cu circa 20%;
    – creşterea capacităţii de înmagazinare cu 108 milioane mc/ciclu obţinând o capacitate de înmagazinare totală de 1 418 milioane mc/ciclu.

        Termen estimat de finalizare: anul 2027
        Valoarea totală estimată a investiţiei: 156 milioane EURO, din care: faza I aproximativ 32,5 milioane Euro; faza II aproximativ 123,5 milioane Euro.
        Proiectul a primit statut de proiect de interes comun, fiind inclus în cea de-a cincea Listă de proiecte de interes a Uniunii, aprobată prin Regulamentul delegat (UE) 2022/564 al Comisiei din 19 noiembrie 2021 de modificare a Regulamentului (UE) nr. 347/2013 al Parlamentului European şi al Consiliului în ceea ce priveşte lista proiectelor de interes comun a Uniunii2020/389, având numărul de referinţă 6.20.7.
        Proiect cuprins în TYNDP 2022: UGS-F-311.

    8.2.2. Creşterea capacităţii de stocare subterană gaze naturale a depozitului Gherceşti
        Proiectul are ca scop completarea infrastructurii sistemului de înmagazinare gaze naturale Gherceşti pentru asigurarea condiţiilor de operare la capacitatea de 600 mil. mc/ciclu.
        Proiectul constă în următoarele:
        ● staţie comprimare gaze;
        ● extindere instalaţii de uscare şi măsură gaze;
        ● modernizare 20 sonde de injecţie/extracţie;
        ● interconectare depozit înmagazinare gaze Gherceşti cu SNT;
        ● instalare panouri fotovoltaice pentru producere energie electrică din surse regenerabile;
        ● instalare facilităţi pentru preparare agent termic din surse regenerabile pentru încălzire spaţii administrative şi tehnologice;
        ● introducerea de motoare "hydrogen ready", pentru acţionarea compresoarelor;
        ● digitalizarea proceselor de înmagazinare şi extracţie a gazelor naturale.

        Date tehnice:
    - creşterea capacităţii de injecţie zilnică a gazelor cu 3 milioane mc/zi obţinând o capacitate de injecţie zilnică totală de 5 milioane mc/zi;
    – creşterea capacităţii de livrare zilnică a gazelor cu 3 milioane mc/zi obţinând o capacitate de extracţie zilnică totală de 5 milioane mc/zi;
    – creşterea capacităţii de înmagazinare cu 450 milioane mc/ciclu obţinând o capacitate de înmagazinare totală de 600 milioane mc/ciclu;
    – pe ansamblul depozitelor operate de către Depogaz finalizarea proiectului va contribui la creşterea capacităţii naţionale de înmagazinare cu circa 16% şi a capacităţii zilnice de extracţie din depozite la nivel naţional cu circa 10%;

        Termenul estimat de finalizare: 2028.
        Valoarea estimată a investiţiei este de 125 milioane Euro.
        Proiect cuprins în TYNDP 2022: UGS-N-398.

    8.2.3. Depozit nou de stocare subterană a gazelor naturale Fălticeni (Moldova)
        Proiectul are drept scop dezvoltarea unui nou depozit de înmagazinare subterană în nord-estul României (regiunea Moldova), prin transformarea în depozit de înmagazinare subterană a unuia sau mai multor câmpuri depletate dintre următoarele: Pocoleni, Comăneşti, Todireşti sau Davideni. Caracteristici:
        ● capacitate de aproximativ 200 mil. mc/ciclu;
        ● capacitate de injecţie de aproximativ 1,4 mil. mc/zi;
        ● capacitate de extracţie de aproximativ 2 mil. mc/zi.

        Proiectul constă în următoarele:
        ● staţie comprimare gaze;
        ● instalaţii de uscare şi măsura gaze naturale;
        ● instalaţii tehnologice sonde injecţie/extracţie;
        ● foraj sonde de injecţie/extracţie;
        ● interconectare depozit înmagazinare gaze naturale cu SNT;
        ● stoc inactiv gaze naturale;
        ● instalare facilităţi pentru preparare energie electrica şi agent termic din surse regenerabile, pentru necesităţi administrative şi tehnologice;
        ● digitalizarea proceselor de înmagazinare şi extracţie a gazelor naturale.

        Termenul estimat de finalizare: 2032.
        Valoarea estimată a investiţiei este de 120 milioane Euro.
        Proiect cuprins în TYNDP 2022: UGS-N-399

    8.2.4. Creşterea capacităţii de stocare subterană gaze naturale la depozitul Sărmăşel (Transilvania)
        Proiectul are drept scop dezvoltarea depozitului de înmagazinare subterană existent de la Sărmăşel de la capacitatea de 900 mil. mc/ciclu la 1550 mil. mc/ciclu (o creştere cu 650 milioane mc/ciclu), creşterea capacităţii de injecţie cu 4 mil. mc/zi, la un total de 10 mil. mc/zi şi creşterea capacităţii de extracţie cu 4 mil. mc/zi, la un total de 11,5 mil. mc/zi.
        Din punct de vedere tehnic proiectul constă în forarea unor sonde noi, realizarea unei infrastructuri de suprafaţă moderne, conforme cu cerinţele standardelor europene de siguranţă şi control, extinderea instalaţiilor de comprimare gaze, modernizarea şi optimizarea instalaţiilor de separare şi măsură fiscală existente.
        Sistemul de injecţie/extracţie este conceput încât să asigure vehicularea fluxurilor de gaze naturale pentru injecţie/extracţie pe conducte colectoare dedicate fiecărui obiectiv.
    Proiectul consta din extinderea instalaţiilor Depozitului de gaze Sărmăşel şi se desfăşoară etapizat:
    Faza I:
        ● modernizare 12 sonde existente;
        ● foraj 6 sonde noi;
        ● instalaţii tehnologice de suprafaţă pentru 6 sonde.

        Faza II:
        ● modernizare 15 sonde existente;
        ● realizare 8 grupuri tehnologice;
        ● 7,70 Km conducte aducţiune;
        ● 9,60 Km conducte colectoare;
        ● modernizare instalaţie de separare şi măsură (ISM);
        ● instalare facilităţi pentru producere energie electrică şi agent termic din surse regenerabile, pentru necesităţi administrative şi tehnologice;
        ● digitalizare a procesului de înmagazinare gaze naturale.

        Faza III:
        ● foraj 32 sonde noi;
        ● 41 Km conducte aducţiune;
        ● 9,6 Km conducte colectoare;
        ● 3 unităţi de comprimare echipate cu gazomotocompresoare acţionate cu gaz natural în amestec cu până la 20% hidrogen;
        ● 2 instalaţii de uscare gaze cu TEG;
        ● extindere instalaţie de separare şi măsura (ISM);
        ● racord la Sistemul Naţional de Transport Gaze Naturale (SNT);
        ● extindere facilităţi pentru producere energie electrică şi agent termic din surse regenerabile, pentru necesităţi administrative şi tehnologice;
        ● extinderea digitalizării procesului de înmagazinare gaze naturale.


        În urma implementării soluţiei tehnice rezultată în urma studiului de fezabilitate noua infrastructură proiectată va permite:
        ● creşterea capacităţii de înmagazinare de la capacitatea de 900 milioane mc/ciclu la 1550 milioane mc/ciclu;
        ● creşterea capacităţii de injecţie cu 4 milioane mc/zi, la un total de 10,5 milioane mc/zi şi creşterea capacităţii de extracţie cu 4 milioane mc/zi, la un total de 11,5 milioane mc/zi;
        ● pe ansamblul depozitelor operate de către Depogaz finalizarea proiectului va contribui la creşterea capacităţii naţionale de înmagazinare cu circa 23% şi a capacităţii zilnice de extracţie din depozite la nivel naţional cu circa 14%;energiei din surse regenerabile (panouri fotovoltaice) şi utilizarea tehnologiei LED pentru sistemele de iluminare interioare şi exterioare;
        ● proiectul contribuie la reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră şi a emisiilor poluante, în contextul politicilor de decarbonizare, la nivel european şi a creşterii preţurilor certificatelor de emisie ETS în contextul politicilor adoptate deja de instituţiile europene. Prin implementarea proiectului, rolul gazelor naturale sau a celor provenite din surse regenerabile este aşteptat sa crească semnificativ;
        ● contribuţie la îndeplinirea regulii N-1 la nivel regional în conformitate cu Reglementarea EU 1938/2017. Implementarea proiectului asigură o creştere a indicatorului N-1 de la 106,3% până la 111,81%;
        ● reducerea dependenţei de importurile de gaze în timpul anotimpului rece.

        Termenul estimat de finalizare: 2030.
        Valoarea estimată a investiţiei este de 185 milioane Euro.
        Proiect cuprins în TYNDP 2022: UGS-N-371.

    8.2.5. Modernizarea infrastructurii de înmagazinare gaze naturale - Bălăceanca
        Proiectul are ca scop utilizarea depozitului în regim multiciclu şi creşterea capacităţii de livrare zilnică a gazelor din depozitul Bălăceanca până la 1,6 milioane mc/zi. Pentru asigurarea unui grad sporit de siguranţă în exploatare şi completarea capacităţii infrastructurii de gaze naturale existentă este necesară modernizarea facilităţilor existente şi execuţia unor noi facilităţi de suprafaţă care vor prelua debitul suplimentar şi vor asigura flexibilitatea necesară utilizării depozitului în regim multiciclu.
        Din punct de vedere tehnic proiectul constă în forarea unor sonde noi, modernizarea sondelor existente şi a infrastructurii de suprafaţă în conformitate cu cerinţele standardelor europene de siguranţă şi control, extinderea, modernizarea şi optimizarea instalaţiilor de comprimare, separare şi măsură fiscală existente.
        Proiectul va consta din următoarele:
    - sistematizare colectoare aspiraţie/refulare, injecţie/extracţie gaze naturale;
    – extindere şi modernizare Staţie comprimare Bălăceanca;
    – extindere şi modernizare Staţie uscare cu TEG;
    – modernizare Panou măsură Bălăceanca;
    – modernizări în cadrul grupurilor de înmagazinare;
    – forajul şi echiparea a 3 sonde noi;
    – modernizarea sondelor vechi;
    – digitalizarea procesului de înmagazinare gaze naturale.

        Finalizarea proiectului va contribui la flexibilizarea sistemului naţional de înmagazinare prin utilizarea depozitului în regim multiciclu crescând totodată şi gradul de utilizare a depozitului cu 200%.
        Termenul estimat de finalizare: 2032.
        Valoarea estimată a investiţiei este de 50 milioane Euro.
        Proiect cuprins în TYNDP 2022: UGS-N-606


    II. DEPOMUREŞ TÂRGU-MUREŞ - proiect major de înmagazinare
    8.2.5. Unitate de stocare-Depomureş
        Proiectul are ca scop retehnologizarea şi dezvoltarea depozitului de înmagazinare subterană gaze naturale Târgu-Mureş pentru îmbunătăţirea condiţiilor tehnice de înmagazinare în depozitul Târgu-Mureş şi implicit creşterea gradului de flexibilitate a serviciilor prestate, în special în contextul dinamicii actuale a pieţei gaziere.
 (a se vedea imaginea asociată)
        Figura 22. Harta proiect înmagazinare Depomureş-Târgu-Mureş
        Proiectul constă în retehnologizarea şi dezvoltarea depozitului de înmagazinare subterană gaze naturale Târgu-Mureş pentru îmbunătăţirea condiţiilor tehnice de predare - primire a gazelor la interfaţa depozit Târgu-Mureş - SNT, implicit creşterea gradului de flexibilitate a serviciilor prestate, în special în contextul dinamicii actuale a pieţei gaziere.
        Proiectul constă în retehnologizarea şi dezvoltarea depozitului de înmagazinare subterană gaze naturale Târgu-Mureş, cu o capacitate actuală de 300 mil. mc. Proiectul de dezvoltare se desfăşoară etapizat (2 faze).
        Obiectivele principale ale acestui proiect sunt:
    (i) edificarea propriilor instalaţii de comprimare care să deservească depozitul Târgu Mureş atât la injecţia gazelor în depozit cât şi la extracţia acestora în vederea livrării în SNT;
    (ii) creşterea flexibilităţii depozitului pe de o parte prin creşterea presiunii de livrare a gazelor din depozit la interfaţa cu SNT până la 35 bar, iar pe de altă parte prin creşterea capacităţii zilnice de injecţie şi extracţie până la cca. 3,5 mil. mc/zi după implementarea fazei 1 a proiectului, respectiv până la cca. 5 mil. mc/zi, după implementarea fazei a doua de dezvoltare, respectiv
    (iii) creşterea volumului util al depozitului până la 400 mil. mc într-o primă etapă (Faza 1), respectiv până la 600 mil. mc într-o etapă ulterioară (faza 2).

        Proiectul constă în principal din următoarele:
        ● staţie centrală de gaze (unităţi de comprimare, uscare gaze, panou comercial de măsurare gaze bidirecţional, facilităţi adiacente);
        ● colector nou de înmagazinare;
        ● modernizare instalaţii tehnologice de suprafaţă pentru creşterea presiunii de operare, sonde noi.

        Implementarea proiectului va aduce o serie de avantaje atât la nivel naţional cât şi regional prin:
    - asigurarea securităţii energetice şi reducerea dependenţei de importul de combustibili fosili prin volumul util suplimentar
    – creşterea gradului de integrare a unei pieţe interne eficiente şi competitive prin reducerea şi prevenirea blocajelor de infrastructură legate de furnizarea gazelor, respectiv prin flexibilitatea sporită a serviciilor de înmagazinare gaze ce va contribui la creşterea lichidităţii pieţei, cu piaţa angro capabilă să ofere mai multă flexibilitate sistemului
    – interoperabilitatea reţelelor între graniţe şi sectoare prin contribuţia sa generală la creşterea capacităţilor de export gaze, respectiv la reducerea riscurilor de intermitenţă a energiei regenerabile
    – Susţinerea decarbonizării economiei şi promovarea eficienţei energetice prin contribuţia sa generală la tranziţia energetică şi echilibrarea capacităţilor semnificative de producţie de energie regenerabilă ce urmează a fi instalate în zona de Est a Europei.

        Termenul estimat de finalizare: 2026 (faza I)
        Faza 2 va putea fi demarată numai după finalizarea implementării Fazei 1.
        Valoarea totală estimată a investiţiei: 37 milioane Euro (faza I).



    8.3. Descoperirea de noi rezerve de gaze naturale pe teritoriul României
        Exploatarea resurselor de hidrocarburi din Marea Neagră va contribui la asigurarea securităţii energetice a României. Cantităţile suplimentare de gaze naturale din Marea Neagră, alături de producţia onshore, vor asigura atât acoperirea în integralitate a consumului intern de gaze naturale al României, cât şi disponibilităţi de export prin integrarea pieţei interne la piaţa regională şi europeană.
        Scenariul valorificării volumelor de gaze anunţate în zona Mării Negre de către companiile care au efectuat operaţiuni de explorare, va aduce disponibilitatea unor volume semnificative de gaze naturale care vor reconfigura securitatea energetică nu numai a României, ci a întregii regiuni. Rezervele importante de hidrocarburi ale Mării Negre, împreună cu sursele de gaz din Bazinul Caspic, Asia Centrală, Orientul Mijlociu şi Bazinul estic Mediteranean, ar putea avea un rol semnificativ pentru consolidarea securităţii energetice a Europei de Sud-Est şi Centrale. Valorificarea resurselor din Marea Neagră şi construcţia infrastructurii de transport pentru preluarea acestora, pot asigura:
    - diversificarea surselor de alimentare cu gaze naturale a consumatorilor din România şi din alte ţări din regiune;
    – reducerea gradului de dependenţă faţă de importul de gaze din Federaţia Rusă;
    – transportul spre piaţa românească şi spre alte pieţe central-europene a gazelor naturale din Marea Neagră.

    8.3.1. Neptun Deep
        Neptun Deep este cel mai mare proiect de gaze naturale din Marea Neagră românească şi primul proiect offshore de adâncime din România. Perimetrul Neptun Deep din Marea Neagră are o suprafaţă de 7.500 kmp şi se află la o distanţă de circa 160 km de ţărm, în ape cu adâncimi cuprinse între 100 şi 1.000 de metri. Neptun Deep va furniza un volum estimat de 100 bcm de gaze naturale, iar producţia de la platou va fi de aproximativ 8 bcm anual, timp de aproape 10 ani.
        Proiectul Neptun Deep din Marea Neagră avansează cu paşi repezi, decizia finală de investiţie fiind adoptată în data de 21.06.2023, de către OMV PETROM şi ROMGAZ, astfel încât primele volume de gaze sunt aşteptate în 2027. Se estimează că producţia la platou va fi de aproximativ 8 miliarde metri cubi anual, timp de circa 10 ani.
        OMV Petrom şi Romgaz vor investi până la 4 miliarde de euro pentru faza de dezvoltare a proiectului, care va genera o producţie de circa 100 miliarde de metri cubi de gaze naturale. Infrastructura necesară pentru dezvoltarea zăcămintelor offshore de gaze naturale Domino şi Pelican Sud include 10 sonde, 3 sisteme de producţie submarine şi reţeaua de conducte colectoare asociate, o platformă offshore, conducta principală de gaze către Tuzla şi o staţie de măsurare a gazelor. Platforma îşi generează propria energie electrică, funcţionând la cele mai înalte standarde de siguranţă şi protecţie a mediului. Întreaga infrastructură va fi operată de la distanţă, prin intermediul unei replici digitale (digital twin). Acesta permite optimizarea proceselor şi va contribui la îmbunătăţirea performanţei de mediu, prin eficientizarea consumului energetic şi reducerea emisiilor.*39)
        *39) https://www.omvpetrom.com/ro/news/omv-petrom-si-romgaz-anunta-decizia-de-a-dezvolta-neptun-deep-cel-mai-mare-proiect-de-gaze-naturale-din-zona-romaneasc-a-marii-negre-

        Aspecte-cheie estimate privind proiectul Neptun Deep:
        ● Investiţiile totale pentru dezvoltare sunt estimate până la 4 mld. EUR, urmând a fi cheltuite în cea mai mare parte în perioada 2024-2026;
        ● Prima producţie este aşteptată în 2027;
        ● Producţia de platou este estimată la aproximativ 140 mii bep/zi timp de aproape 10 ani;
        ● Volumele recuperabile estimate sunt în prezent de aproximativ 100 mld. metri cubi (~700 mil. bep);
        ● Costul unitar de producţie este estimat la o medie de 3 USD/bep (pentru durata de viaţă a zăcământului);
    ● HSSE: se estimează că amprenta de carbon va fi mai bună decât valoarea de referinţă a industriei (la producţia de platou, amprenta de carbon de aproximativ 2,2 kg CO_2/bep, semnificativ sub media industriei de 16,7 kg CO_2/bep conform IOGP). Expertiza şi tehnologia şi de ultimă generaţie vor permite producerea gazului natural în condiţii de siguranţă şi într-un mod prietenos faţă de mediul înconjurător.*40)
        *40) https://www.omvpetrom.com/ro/news/adhoc-report-omv-petrom-takes-the-final-investment-decision-for-the-neptun-deep-project-and-together-with-its-partner-romgaz-approves-the-development-plan


        Proiectul Neptun Deep a înregistrat progrese importante*41):
    *41) https://www.omvpetrom.com/ro/news/proiectul-neptun-deep-înregistrează-progrese-importante-peste-80-la-suta-din-valoarea-contractelor-de-execuţie-a-fost-atribuita; https://www.omvpetrom.com/ro/activităţile-noastre/explorare-si-producţie/neptun-deep
        ● a fost semnat contractul pentru platforma de foraj Transocean Barents
        ● Halliburton România va asigura serviciile integrate de foraj
        ● forajul este planificat să înceapă în 2025; primele cantităţi de gaze, în 2027

        OMV Petrom, cea mai mare companie integrată de energie din sud-estul Europei, a continuat să facă progrese semnificative în implementarea proiectului Neptun Deep. Compania a semnat un acord cu o valoare estimată de 325 de milioane de euro pentru platforma de foraj semi-submersibilă Transocean Barents, pentru o perioadă minimă de un an şi jumătate. În plus, a fost semnat un contract de aproximativ 140 de milioane de euro cu Halliburton România pentru servicii integrate de foraj. Acestea se adaugă contractului de 1,6 miliarde de euro anunţat anterior cu Saipem pentru instalaţiile offshore, precum şi altor contracte mai mici.
        În mai 2024, la şantierul Saipem din Karimun, Indonezia, a început construcţia pentru partea superioară a platformei off-shore.
        În octombrie 2024, OMV Petrom a anunţat începerea lucrărilor de construcţie pentru structura- suport din oţel a platformei de producţie.
        În noiembrie 2024, Transocean Barents, unitatea mobilă de foraj offshore, a ajuns în Constanţa, România. Platforma a fost contractată pentru forarea sondelor de producţie din proiectul Neptun Deep.

    8.3.2. Proiectul MGD (Midia)
        În data de 28 iunie 2022 a fost demarată oficial producţia de gaze naturale din Marea Neagră, în cadrul Proiectul de Dezvoltare Gaze Naturale Midia (MGD) operaţionalizat de compania Black Sea Oil & Gas (BSOG). În anul 2022 s-a estimat o producţie de 0,5 miliarde de metri cubi de gaze, iar din 2023 producţia va fi de aproximativ 1 miliard de metri cubi/an pentru următorii trei ani din cei zece ani de viaţă estimaţi pentru zăcămintele Ana şi Doina.
        Proiectul MGD este primul proiect nou de dezvoltare a gazelor naturale din platoul continental românesc al Mării Negre din ultimii 30 de ani şi singurul proiect în dezvoltare aflat în derulare în prezent. Acesta constă în cinci sonde de producţie (o sondă submarină la zăcământul Doina şi patru sonde de producţie la zăcământul Ana), o platformă de producţie monitorizată şi operată de la ţărm, amplasată pe zăcământul Ana şi o conductă submarină de 126 km care asigură transportul gazelor până la noua staţie de tratare a gazelor. Gazele tratate sunt livrate în Sistemul Naţional de Transport la staţia de măsurare a gazelor aflată în incinta staţiei de tratare.


    8.4. Proiecte de reconversie a infrastructurii de transport gaze naturale pentru transportul hidrogenului*42)
        *42) Transgaz - PDSNT 2024-2033
        Proiectele presupun reconversia tronsoanelor de conducte de transport gaze naturale existente astfel încât sa fie asigurat transportul hidrogenului, inclusiv reconversia unor staţii de comprimare gaze naturale.
        Proiectele sunt:
    1. Modernizarea conductei Isaccea - Jupa pentru transportul hidrogenului
    2. Modernizarea conductei Giurgiu - Nădlac pentru transportul hidrogenului
    3. Modernizarea conductei Marea Neagră - Podişor pentru transportul hidrogenului
    4. Modernizarea conductei Oneşti - Ungheni pentru transportul hidrogenului
    5. Modernizarea interconectării România - Serbia pentru transportul hidrogenului
    6. Modernizarea conductei Coroi - Medieşu Aurit pentru transportul hidrogenului
    7. Modernizarea conductei Negru Vodă - Isaccea pentru transportul hidrogenului
    8. Modernizarea conductei Vadu - T1 pentru transportul hidrogenului

 (a se vedea imaginea asociată)
        Figura 23. Proiecte de reconversie a infrastructurii de transport gaze naturale pentru transportul hidrogenului
    Sustenabilitatea proiectelor este confirmată de reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră în prima fază prin înlocuirea treptată a surselor de gaze fosile, de la H_2 cenuşiu la H_2 verde la utilizatorii de H_2 existenţi. De-a lungul traseelor gazoductelor, va exista posibilitatea de a conecta noi producători/consumatori de H_2, ceea ce contribuie, de asemenea, la cuplarea sectorială între sistemul de energie electrică şi sistemele de transport al H_2.
    Proiectele vor contribui la securitatea aprovizionării şi la dezvoltarea concurenţei între sursele interne şi sursele diversificate de H_2 din import şi vor fi benefice pentru preţul hidrogenului, menţinând preţul hidrogenului la un nivel scăzut în funcţie de variaţiile cererii şi ofertei. Integrarea Hidrogenului din surse regenerabile şi cu emisii scăzute de carbon în sistemul de transport gaze naturale, răspunde Directivelor, Strategiilor şi Acordurilor Europene în vigoare.
        Termenul estimat de finalizare: 2040 - 2042
        Valoarea totală estimată a investiţiei este de 1.605,7 milioane Euro.

    8.5. Proiecte de dezvoltare culoare dedicate pentru transportul hidrogenului*43)
        *43) Transgaz - PDSNT 2024-2033
        Proiectele presupun realizarea unor noi conducte de transport hidrogen. Proiectele conectează viitoarele sisteme de hidrogen din Bulgaria, România şi Ungaria şi permite crearea pieţei hidrogenului şi comerţul transfrontalier cu hidrogen. Proiectele vor face parte din coridorul de hidrogen din Europa de Sud-Est (SEEHyC), care asigură livrări de hidrogen pe ruta Grecia- Bulgaria-România-Ungaria- Slovacia-Cehia-Germania către piaţa UE şi va fi disponibil şi flux invers.
    Într-un sistem energetic integrat, hidrogenul sprijină decarbonizarea industriei, transporturilor şi producerii de energie. Proiectul este aliniat cu strategia UE privind decarbonizarea prin reducerea emisiilor de CO_2, creând în acelaşi timp posibilitatea de conectare la viitoarea infrastructură de hidrogen a Europei.
        Proiectele sunt:
    1. Culoar pentru transport hidrogen pe direcţia Giurgiu-Podişor-Bibeşti-Jupa-Horia-Nădlac
    2. Culoar pentru transport hidrogen pe direcţia Marea Neagră - Podişor.

        Termenul estimat de finalizare: 2030
        Valoarea totală estimată a investiţiei este de 3.336 milioane Euro.


    9. OBLIGAŢIILE DE SERVICIU PUBLIC LEGATE DE SIGURANŢA FURNIZĂRII GAZELOR NATURALE
        Obligaţiile de serviciu public (definit ca activitatea de interes general în domeniul gazelor naturale, autorizată, şi monitorizată de o autoritate publică), legate de securitatea aprovizionării cu gaze naturale, aşa cum au fost stabilite în Legea nr. 123/2012 cu modificările şi completările ulterioare, sunt următoarele:
        ● Titularii de licenţe de înmagazinare, transport, distribuţie şi furnizare a gazelor naturale şi titularul licenţei de operare a terminalului GNL au obligaţia să îşi desfăşoare activităţile cu respectarea obligaţiilor stipulate în licenţele, respectiv autorizaţiile emise de ANRE, privind siguranţa, calitatea, continuitatea aprovizionării, eficienţa energetică, cu respectarea normelor de securitate şi sănătate a muncii şi de protecţie a mediului, precum şi a prevederilor din contractele directe cu clienţii, conform articolului 173, alineatul (1);
        ● ANRE poate stabili prin reglementările specifice obligaţii de serviciu public pentru fiecare activitate din sectorul gazelor naturale, aplicabile tuturor titularilor de licenţă, sau autorizaţii în mod transparent, echidistant şi nediscriminatoriu, conform articolului 173, alineatul (2).

        Activitatea de transport al gazelor naturale constituie serviciu public de interes naţional, conform articolului 125, alineatul (1), iar activitatea de distribuţie a gazelor naturale, cu excepţia celei realizate prin sistemele de distribuţie închise, constituie serviciu public de interes general, conform articolului 135.
        Suplimentar, măsurile corespunzătoare pentru protecţia clienţilor finali garantând, în special, protecţia adecvată a clienţilor vulnerabili sunt stipulate în Legea nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare, în special cele aplicabile unei pieţe a gazelor naturale liberalizată.
        De asemenea, Legea nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare stipulează obligaţiile furnizorului de ultimă instanţă, atât pentru gaze naturale, cât şi pentru energia electrică (definit ca furnizorul desemnat de autoritatea competentă pentru a presta serviciul de furnizare în condiţii specifice reglementate), şi anume:
        ● are obligaţia de a asigura furnizarea gazelor naturale clienţilor finali, în conformitate cu reglementările ANRE, la preţuri reglementate de ANRE, conform articolului 144, alineatul (1);
        ● are obligaţia de a furniza, conform reglementărilor emise de ANRE, gaze naturale clienţilor finali al căror furnizor se află în situaţia de a i se retrage licenţa de furnizare în cursul desfăşurării activităţii sau în orice altă situaţie identificată de ANRE în care clienţii finali nu au asigurată furnizarea de gaze naturale din nicio altă sursă, conform articolului 144 alineatul (2).


    10. CONSULTAREA CU PĂRŢILE INTERESATE
        Având în vedere importanţa şi implicaţiile Planului de acţiuni preventive privind măsurile de garantare a securităţii aprovizionării cu gaze naturale a României şi, în special, a clienţilor protejaţi, Ministerul Energiei a supus proiectul Planului de acţiuni preventive unei consultări publice, în scopul colectării, de la părţile interesate, de propuneri, sugestii şi opinii cu valoare de recomandare cu privire la acest document.
         Scopul consultării a vizat creşterea transparenţei procesului decizional şi a permis, în acelaşi timp, acumularea de informaţii utile, necesare dezbaterii unor aspecte de politici publice cu impact major pentru perioada 2021-2030.
        Consultarea publică s-a derulat prin publicarea de către Ministerul Energiei, pe site-ul oficial al instituţiei, a anunţului privind iniţierea procesului de consultare publică cu privire la proiectul Planului de acţiuni preventive. Proiectul Planului de acţiuni preventive a fost anexat acestui anunţ de iniţiere a consultării publice.
        Proiectul Planului de acţiuni preventive a fost transmis autorităţilor competente din cadrul statelor membre ale fiecărui grup de risc din care România face parte.

    11. DIMENSIUNEA REGIONALĂ
    11.1. Mecanismele dezvoltate pentru cooperare între Statele Membre
        Aşa cum este prevăzut în articolul 3, alineatul (6) din Regulament, ca mijloc de consolidare a cooperării regionale se utilizează Sistemul Regional de Coordonare pentru Gaze (Sistemul ReCo pentru Gaze), înfiinţat de ENTSO-G, care este compus din grupuri permanente de experţi, pentru furnizarea de informaţii privind fluxurile de gaze, precum şi pentru furnizarea de expertiză tehnică şi operaţională între operatorii de transport şi de sistem, în situaţii de urgenţă la nivel regional sau la nivelul Uniunii.
        Există trei echipe ReCo: nord-vest, est şi sud. Majoritatea Statelor Membre care fac parte din Grupul de risc Ucraina sunt incluse în cadrul echipei ReCo Est, care a fost lansată în Noiembrie 2017.
        Aşa cum este menţionat în Regulament, Autorităţile Competente ale Statelor Membre din cadrul Grupurilor de risc trebuie să asigure un nivel corespunzător de schimb de informaţii şi de cooperare în caz de situaţie de urgenţă la nivel regional sau la nivelul Uniunii.
        Operatorii de sisteme de transport cooperează şi schimbă informaţii, inclusiv privind fluxurile de aprovizionare cu gaze într-o situaţie de criză, utilizând Sistemul regional de coordonare pentru gaze şi, de asemenea, în consultările privind Planul de dezvoltare a reţelei europene de transport gaze naturale pe 10 ani (TYNDP).

    11.2. Măsuri necesare pentru punerea în aplicare a principiului solidarităţii
        Introducerea principiului solidarităţii, conform articolului 13 din Regulament, prin care se impune Statelor Membre conectate direct sau prin intermediul unei ţări terţe să adopte obligaţii de solidaritate şi să încheie acorduri tehnice, juridice şi financiare, pentru a putea lua măsuri pentru asigurarea aprovizionării cu gaze naturale pentru consumatorii vulnerabili, chiar şi în timpul celor mai severe situaţii de criză este necesar ca între autorităţile competente să existe, în avans, o relaţie de cooperare şi o înţelegere comună a gestionării nivelurilor de criză şi a măsurilor care ar trebui întreprinse, astfel încât gestionarea crizelor să poată fi realizată.
        În acest sens, Ministerul Energiei a transmis autorităţilor competente din Statele Membre vecine un proiect de Acord privind măsuri de solidaritate pentru a asigura siguranţa aprovizionării cu gaze, proiect care, după finalizarea negocierilor, va fi supus aprobării Guvernului României.


    12. CONCLUZII
        Planul de acţiuni preventive a fost stabilit în conformitate cu prevederile Regulamentului. Planul descrie instrumentele disponibile pe piaţa gazieră din România, respectiv numai măsurile bazate pe piaţă, necesare pentru a asigura securitatea aprovizionării consumatorilor finali şi pentru a face faţă unor incidente neprevăzute.
        La nivelul măsurilor preventive, se utilizează atât măsurile bazate pe piaţă axate pe cerere, cât şi cele axate pe ofertă. Măsurile nebazate pe piaţă nu sunt utilizate.
        Măsurile bazate pe piaţă reprezintă o componentă esenţială a funcţionării normale a pieţei, dar acestea pot fi utilizate, totodată, în situaţiile de criză, care sunt descrise în Planul de urgenţă. Aceste măsuri bazate pe piaţă se pot realiza în cea mai mare măsură datorită faptului că infrastructura naţională de gaze naturale este dezvoltată şi că sursele de alimentare cu gaze sunt bine diversificate.
        Structura fizică a Sistemului Naţional de Transport oferă posibilitatea identificării şi constituirii unor culoare de transport gaze naturale care să răspundă atât necesităţilor privind asigurarea alimentării cu gaze naturale a diferitelor zone de consum din ţară, cât şi necesităţilor privind transferul prin sistemul românesc a unor cantităţi de gaze naturale între sistemele ţărilor vecine, ca o cerinţă impusă de liberalizarea pieţelor gazelor naturale şi de reglementările europene.
        În ceea ce priveşte sursele de aprovizionare interne, eventualele incidente care pot afecta procesul de producţie în amonte de SNT pot fi remediate în timp util fără impact semnificativ în furnizarea de gaze naturale către consumatorii finali. Procedurile interne ale producătorilor oferă o mai mare flexibilitate a aprovizionării, fiind disponibile mecanisme de redirecţionare/ compensare în cazul indisponibilităţii capacităţilor în perioada de intervenţie.
        Sistemul de înmagazinare subterană a gazelor naturale din România este unul dintre elementele care contribuie la optimizarea utilizării infrastructurii de transport a gazelor naturale şi la echilibrarea sistemului, contribuie la crearea unui echilibru între consum şi producţia internă şi importuri şi la creşterea eficienţei SNT, ajutând în mod semnificativ la asigurarea aprovizionării cu gaze către clienţii finali în cazul întreruperii sau limitării alimentării cu gaze naturale. Producţia de energie electrică ar putea fi afectată de disfuncţionalităţile aprovizionării cu gaze naturale în România, deoarece producţia de energie electrică în centralele pe hidrocarburi (gaze naturale) reprezintă aproximativ 17% din producţia totală de energie electrică, iar perspectiva este creşterea acestei cote prin implementarea noii politici ecologice europene.
        România are cea mai mare piaţă gazieră din regiune şi cea mai mică dependenţă de importuri, înregistrează 80% din producţia din regiune. Deşi există o scădere a producţiei interne de gaze naturale, România are încă un potenţial ridicat de producţie internă, cu posibilităţi de dezvoltare viitoare odată ce capacităţile de producţie din perimetrele din Marea Neagră vor începe să producă. Rezultatul obţinut în Evaluarea naţională a riscurilor pentru formula N-1, şi anume valoarea formulei N-1 este peste 100%, indică faptul că infrastructurile naţionale de gaze sunt dimensionate corespunzător pentru a acoperi cererea maximă din România
     Planul descrie, de asemenea, obligaţiile întreprinderilor din domeniul gazelor naturale, stipulate în Legea nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare, care se aplică pieţei gaziere din România, pentru a se asigura că acestea utilizează instrumentele disponibile pentru asigurarea furnizării gazelor naturale în siguranţă către consumatorii finali şi în special către clienţii protejaţi. În concluzie, Sistemul de gaze din România este pro-activ în raport cu cerinţele Regulamentului (UE) 2017/1938 al Parlamentului European şi al Consiliului din 25 octombrie 2017 privind măsurile pentru protejarea securităţii aprovizionării cu gaze şi abrogarea Regulamentului 994/2010.

        LISTA FIGURILOR:
        Figura 1. Harta Sistemului Naţional de Transport Gaze Naturale
        Figura 2. Reţeaua de distribuţie a gazelor naturale care acoperă judeţele din partea de nord a României
        Figura 3. Reţeaua de distribuţie a gazelor naturale care acoperă judeţele din partea de sud a României
        Figura 4. Componenţa grupului de risc Ucraina
        Figura 5. Componenţa grupului de risc Transbalcanic
        Figura 6. Harta punctelor transfrontaliere din Grupul de risc Transbalcanic
        Figura 7. Componenţa grupului de risc Caspic
        Figura 8. Harta punctelor de interconectare transfrontalieră ale SNT
        Figura 9. Harta proiectelor majore din SNT
        Figura 10. Harta Coridorului Bulgaria-România-Ungaria-Austria (BRUA) - Faza II
        Figura 11. Harta Coridorului Sudic de Transport pentru preluarea gazelor naturale de la ţărmul Mării Negre
        Figura 12. Harta Coridorului bidirecţional de transport gaze naturale Bulgaria-România-Ungaria- Austria
        Figura 13. Harta Interconectării România-Serbia
        Figura 14. Harta SNT în zona de Nord-Vest a României
        Figura 15. Harta interconectării România-Bulgaria pe direcţia Giurgiu-Ruse
        Figura 16. Harta SMG Isaccea 2 şi SMG Negru Vodă 2
        Figura 17. Harta SMG Isaccea 3 şi Negru Vodă 3
        Figura 18. Harta terminal GNL amplasat la malul Mării Negre
        Figura 19. Harta terminal GNL amplasat la malul Mării Negre
        Figura 20. Harta proiect EASTRING
        Figura 21. Hartă proiecte DEPOGAZ PLOIEŞTI
        Figura 22. Hartă proiect înmagazinare Depomureş-Târgu-Mureş
        Figura 23. Proiecte de reconversie a infrastructurii de transport gaze naturale pentru transportul hidrogenului

        LISTA TABELELOR:
        Tabel 1. Infrastructura existentă a SNT
        Tabel 2. Caracteristicile tehnice ale depozitelor de înmagazinare subterană a gazelor naturale
        Tabel 3. Consumul final anual total de gaze
        Tabel 4. Consumul de gaze naturale în perioada august 2022 - martie 2023
        Tabel 5. Consumul de gaze naturale în perioada aprilie 2023 - martie 2024
        Tabel 6. Structura consumului total de gaze naturale pe tipuri de clienţi finali
        Tabel 7. Evoluţia producţiei de energie primară în România, pe tipuri de sursă
        Tabel 8. Producţia internă de gaze naturale în România
        Tabel 9. Import gaze naturale 2019-2023 în România
        Tabel 10. Structura puterii instalate pe tipuri de combustibili
        Tabel 11. Structura producţiei anuale de energie electrică în perioada 2017-2022
        Tabel 12. Producţia naţională de energie electrică şi termică în cogenerare
        Tabel 13. Capacitatea fermă medie a punctelor de interconectare între Statele Membre din Grupul de risc Ucraina (GWh/zi)
        Tabel 14. Terminale de regasificare a GNL
        Tabel 15. Capacitatea totală de stocare (TWh) şi capacitatea totală de stocare în comparaţie cu cererea în sezonul de încălzire
        Tabel 16. Capacitatea de extracţie ca procent din volumul maxim util de gaze [%] pentru diferite niveluri de umplere (GWh/ zi)
        Tabel 17. Producţia internă de gaze naturale a Statelor Membre din Grupul de risc Ucraina
        Tabel 18. Rolul gazelor naturale în producţia de energie electrică a Statelor Membre din
        Tabel 19. Capacitatea fermă şi întreruptibilă în punctele transfrontaliere din Grupul de risc Transbalcanic
        Tabel 20. Capacitatea tehnică (fermă) a punctelor de intrare şi de ieşire din regiune începând cu anul 2022 în GWh/zi
        Tabel 21. Capacitatea fermă medie a punctelor de interconectare între Statele Membre din Grupul de risc Caspic (GWh/zi)
        Tabel 22. Terminale de regasificare a GNL
        Tabel 23. Capacitatea totală de stocare (TWh) şi capacitatea totală de stocare în comparaţie cu cererea în sezonul de încălzire (%)
        Tabel 24. Capacitatea de extracţie ca procent din volumul maxim util de gaze [%] pentru diferite niveluri de umplere (GWh/ zi)
        Tabel 25. Producţia internă de gaze naturale a Statelor Membre din Grupul de risc Caspic
        Tabel 26. Rolul gazelor naturale în producţia de energie electrică a Statelor Membre din Grupul de risc Caspic
        Tabel 27. Calcularea formulei N-1 şi rezultatele
        Tabel 28. Cererea maximă istorică (Dmax)
        Tabel 29. Capacitatea tehnică (fermă) a punctelor de intrare şi ieşire din regiune în GWh/zi (2022)
        Tabel 30. Parametrii utilizaţi pentru calculul formulei N-1 pentru Grupul de risc Transbalcanic, fără Deff
        Tabel 31. Parametrii utilizaţi pentru calculul formulei N-1 pentru Grupul de risc Transbalcanic, cu Deff
        Tabel 32. Formula N-1 pentru grupul de risc transbalcanic - toate cazurile
        Tabel 33. Puncte de interconectare cu capacitate bidirecţională între statele membre ale Grupului de risc transbalcanic
    Tabel 34. Calcularea formulei N-1 şi rezultatele
    Tabel 35. Matricea riscurilor
        Tabel 36. Caracteristicile conductelor de interconectare transfrontalieră la punctele de intrare din sistemele de transport din ţările vecine
        Tabel 37. Ponderea clienţilor casnici în total consum
        Tabel 38. Ponderea consumatorilor protejaţi în total consum*
        Tabel 39 Ponderea consumatorilor protejaţi
        Tabel 40 Valoarea consumului de gaze înregistrat în perioada
        Tabel 41 Nivelul reducerii cererii în România Pentru perioada august 2022 - martie 2023
        Tabel 42 Nivelul reducerii cererii în România Pentru perioada aprilie 2023 - martie 2024
        Tabel 43. Măsuri bazate pe piaţă, axate pe cerere şi ofertă
        Tabel 44. Rezumatul obligaţiilor întreprinderilor din domeniul gazelor naturale referitoare la funcţionarea în siguranţă a reţelei naţionale de gaze naturale

                                        ----

Da, vreau informatii despre produsele Rentrop&Straton. Sunt de acord ca datele personale sa fie prelucrate conform Regulamentul UE 679/2016

Tags: Monitorul Oficial, Acte Monitorul Oficial, Plan, Alte Institutii,  PLAN DE ACŢIUNI PREVENTIVE din 13 martie 2025

Comentarii


Maximum 3000 caractere.
Da, doresc sa primesc informatii despre produsele, serviciile etc. oferite de Rentrop & Straton.

Cod de securitate


Fii primul care comenteaza.
MonitorulJuridic.ro este un proiect:
Rentrop & Straton
Banner5

Atentie, Juristi!

5 Modele de Contracte Civile si Acte Comerciale conforme cu Noul Cod civil si GDPR

Legea GDPR a modificat Contractele, Cererile sau Notificarile obligatorii

Va oferim Modele de Documente conform GDPR + Clauze speciale

Descarcati GRATUIT Raportul Special "5 Modele de Contracte Civile si Acte Comerciale conforme cu Noul Cod civil si GDPR"


Da, vreau informatii despre produsele Rentrop&Straton. Sunt de acord ca datele personale sa fie prelucrate conform Regulamentul UE 679/2016
x
DESCARCATI GRATUIT
Raportul Special
"5 Modele de Contracte Civile si Acte Comerciale conforme cu Noul Cod civil si GDPR"
Da, vreau informatii despre produsele Rentrop&Straton. Sunt de acord ca datele personale sa fie prelucrate conform Regulamentul UE 679/2016