Comunica experienta
MonitorulJuridic.ro

Trimite prin Yahoo Messenger pagina: PLAN din 7 ianuarie 2016 de acţiuni preventive (Anexa 1)*)

Cautare document

Termen: Tipul actului: Anul publicarii actului:

Cautare document

Termen: Tipul actului: Anul publicarii actului:

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!

PLAN din 7 ianuarie 2016 de acţiuni preventive (Anexa 1)*)

EMITENT: MINISTERUL ENERGIEI
PUBLICAT: MONITORUL OFICIAL nr. 34 din 18 ianuarie 2016

Comenteaza legea

──────────
    *) Aprobat de Ordinul ministrului energiei nr. 7 din 7 ianuarie 2016 publicat în Monitorul Oficial al României, Partea I, Nr. 34 din 18 ianuarie 2016.
──────────

                          Planul de acţiuni preventive

                                    România

    Elaborat în conformitate cu Articolul 4 paragraful (1) a) şi Articolul 5 al Regulamentului (UE) 994/2010 al Parlamentului European şi al Consiliului din 20 octombrie 2010 privind măsurile de garantare a securităţii aprovizionării cu gaze naturale şi de abrogare a Directivei 2004/67/CE

    1. Introducere
    În anul 2012 România, prin intermediul Ministerului Economiei, a elaborat "Evaluarea riscurilor asociate cu securitatea aprovizionării cu gaze naturale". Acest document a fost întocmit în conformitate cu Articolul 9 din Regulamentul (UE) 994/2010.
    Urmând aceeaşi linie de conformitate cu cerinţele Regulamentului mai sus menţionat, "Planul de Acţiuni Preventive" conţine măsurile necesare pentru eliminarea sau minimizarea riscurilor identificate în "Evaluarea Riscurilor".
    Planul de Acţiuni Preventive a fost elaborat şi actualizat de Autoritatea Competentă, în baza consultărilor cu principalii actori de pe piaţa gazelor naturale din România. Atribuţia punerii în aplicare a măsurilor prevăzute de Regulamentul UE nr. 994/2010 revine Ministerului Energiei, în calitate de Autoritate Competentă, potrivit prevederilor art. 102 lit. l) din Legea nr. 123/2012.
    Principalele teme abordate pe parcursul elaborării Planului au fost: matricea riscurilor, principalele scenarii de risc care pot influenţa semnificativ securitatea aprovizionării cu gaze naturale a României, şi implicit a statelor membre din regiune, standardele privind infrastructura de gaze naturale, obligaţiile impuse întreprinderilor din sectorul gazelor naturale în legătură cu funcţionarea în siguranţă a reţelei de gaze naturale şi interconectările cu statele din regiune, membre sau nemembre ale Uniunii Europene.
    "Evaluarea Riscurilor" a demonstrat, prin conceptul N-1, că standardele privind infrastructura de gaze naturale sunt îndeplinite de România, prin calcularea formulei rezultând valoarea de 100,681%. Acest concept (N-1) descrie capacitatea tehnică a infrastructurilor de gaze de a satisface cererea totală de gaze a zonei luate în calcul în cazul afectării infrastructurii unice principale de gaze pe parcursul unei zile cu cerere excepţional de mare, constatată statistic o dată la 20 de ani.
    Infrastructura de gaze naturale a României, conform rezultatelor din "Evaluarea Riscurilor", poate face faţă aproape oricărui scenariu de risc din aprovizionare sau de afectare a infrastructurii principale de transport.

    2. Cadrul legal
    Planul de Acţiuni Preventive a fost redactat în conformitate cu prevederile Regulamentului (UE) 994/2010 al Parlamentului European şi al Consiliului din 20 octombrie 2010 privind măsurile de garantare a securităţii aprovizionării cu gaze naturale şi de abrogare a Directivei 2004/67/CE.
    Articolul 4, paragraful 1 lit. a) din Regulament specifică următoarele:
    Autoritatea competentă a fiecărui stat membru, după consultarea întreprinderilor din sectorul gazelor, a organizaţiilor relevante care reprezintă interesele consumatorilor casnici şi industriali de gaze şi a autorităţii naţionale de reglementare, în cazul în care aceasta este diferită de autoritatea competentă, elaborează, fără a aduce atingere alineatului (3), la nivel naţional un plan de acţiune preventiv conţinând măsurile necesare pentru reducerea riscurilor identificate, în conformitate cu evaluarea de risc efectuată potrivit articolului 9.
    De asemenea, în Articolul 5 din acelaşi Regulament se precizează:
    (1) Planurile de acţiune preventive naţionale şi cele comune conţin:
    (a) rezultatele evaluării riscurilor prevăzute la articolul 9;
    (b) măsurile, volumele, capacităţile şi timpul necesar pentru îndeplinirea standardelor privind infrastructura şi aprovizionarea, prevăzute la articolele 6 şi 8, inclusiv, dacă este cazul, proporţia în care măsurile referitoare la cerere pot compensa îndeajuns, în timp util, o întrerupere a aprovizionării menţionate la articolul 6 alineatul (2), identificarea infrastructurii unice principale de gaze de interes comun în cazul aplicării articolului 6 alineatul (3), precum şi orice standard privind suplimentarea ofertei în conformitate cu articolul 8 alineatul (2);
    (c) obligaţiile impuse întreprinderilor din sectorul gazelor naturale şi altor organisme relevante, inclusiv în legătură cu funcţionarea sigură a reţelei de gaze;
    (d) celelalte măsuri preventive, ca de exemplu, cele referitoare la necesitatea de a dezvolta interconectările între statele membre învecinate şi posibilitatea de a diversifica rutele şi sursele de aprovizionare cu gaze, dacă este fezabil, pentru gestionarea riscurilor identificate, în vederea asigurării aprovizionării cu gaze pentru toţi consumatorii cât mai mult timp posibil;
    (e) mecanismele care urmează să fie folosite în cadrul colaborării cu alte state membre pentru întocmirea şi punerea în aplicare a planurilor de acţiune preventive comune şi a planurilor de urgenţă comune menţionate la articolul 4 alineatul (3), dacă este cazul;
    (f) informaţii privind interconectările existente şi viitoare, inclusiv cele care oferă acces la reţeaua de gaz a Uniunii, fluxurile transfrontaliere, accesul transfrontalier la instalaţiile de stocare şi capacitatea fizică de a transporta gazele în ambele direcţii ("capacitate bidirecţională"), îndeosebi într-o situaţie de urgenţă;
    (g) informaţiile privind toate obligaţiile de serviciu public legate de securitatea aprovizionării cu gaze.
    (2) Planurile de acţiuni preventive naţionale şi cele comune, în special acţiunile care vizează atingerea standardelor privind infrastructura prevăzute la articolul 6, iau în considerare planul pe 10 ani de dezvoltare a reţelei la nivelul Uniunii care va fi elaborat de ENTSO pentru gaz în conformitate cu articolul 8 alineatul (10) din Regulamentul (CE) nr. 715/2009. (3) Planurile de acţiune preventive naţionale şi cele comune se bazează în primul rând pe măsuri de piaţă şi iau în considerare impactul economic, eficacitatea şi eficienţa măsurilor adoptate, efectele asupra funcţionării pieţei interne a energiei şi impactul asupra mediului şi a consumatorilor şi nu creează poveri inutile pentru întreprinderile din sectorul gazelor naturale, nici nu au un impact negativ asupra funcţionării pieţei interne a gazelor.
    (3) Planurile de acţiune preventive naţionale şi cele comune se actualizează la fiecare doi ani, dacă împrejurările nu necesită o actualizare mai frecventă, şi reflectă versiunea actualizată a evaluării riscurilor. Consultările prevăzute între autorităţile competente potrivit articolului 4 alineatul (2) au loc înainte de adoptarea versiunii actualizate a planului. În redactarea documentului s-a ţinut cont, de asemenea, de Anexa II din Regulamentul 994/2010.
    Principalele acte normative din legislaţia naţională avută în vedere la elaborarea acestui plan sunt:
    ● Legea nr. 123/2012 - legea energiei electrice şi a gazelor naturale, cu modificările şi completările ulterioare;
    ● Ordinul ANRE nr. 161 din 19 decembrie 2014 - pentru aprobarea Metodologiei de alocare a cantităţilor de gaze naturale rezultate din activitatea de producţie necesare acoperirii consumului clienţilor casnici şi producătorilor de energie termică, numai pentru cantitatea de gaze naturale utilizată la producerea de energie termică în centralele de cogenerare şi în centralele termice, destinată consumului populaţiei;
    ● Ordinul ANRE nr. 16 din 27 martie 2013 - privind aprobarea Codului reţelei pentru Sistemul naţional de transport al gazelor naturale, cu modificările şi completările ulterioare;
    ● Ordinul ANRE nr. 42 din 12 decembrie 2012 - pentru aprobarea Regulamentului privind furnizarea gazelor naturale la clienţi finali, cu modificările şi completările ulterioare;
    ● Decizia ANRE nr. 824/9 iunie 2004 - pentru aprobarea Regulamentului privind accesul reglementat la depozitele de înmagazinare subterană a gazelor naturale;

    3. Rezultatele Evaluării Riscurilor
    Din punct de vedere al surselor interne de aprovizionare, posibilele incidente ce pot afecta procesul de producţie în amonte de Sistemul Naţional de Transport pot fi remediate în timp util (în cel mult 48 ore, durata medie de restabilire a situaţiei normale fiind de aproximativ 8 ore) fără a avea impact semnificativ asupra furnizării de gaze naturale către consumatorii finali.
    Procedurile interne ale producătorilor conferă o flexibilitate sporită a furnizării, existând mecanisme de redirecţionare/compensare a capacităţilor indisponibile în timpul perioadei de intervenţie.
    Riscurile asociate activităţii de înmagazinare (injecţie şi extracţie) sunt în special de natură comercială, diferenţa dintre preţul producţiei interne şi preţul gazelor importate putând conduce la conjuncturi nefavorabile pentru procesul de stocare. Deoarece gazele naturale înmagazinate constituie surse de consum curent în perioada de iarnă - nu numai pentru acoperirea unor vârfuri de consum - este recomandabil ca pe viitor depozitele să devină exploatabile în regim multiciclu.
    În ceea ce priveşte Sistemul Naţional de Transport, riscurile tehnice nu pot avea un efect determinant în declanşarea unei crize în aprovizionarea cu gaze naturale.
    Operatorul Sistemului de Transport (SNTGN Transgaz SA) deţine toate mijloacele şi procedurile de intervenţie în timp util, astfel încât durata medie de restabilire a aprovizionării cu gaze naturale în regiunea afectată fiind de 48 ore.
    "Sensibilitatea" Sistemului Naţional de Transport este cauzată cu precădere de factori externi acestuia, în special pe direcţiile de import din Federaţia Rusă.

    Matricea Riscurilor
    Matricea riscurilor este modul adecvat de a reprezenta rezultatele unei evaluări calitative. Pe axa x sunt reprezentate clasele de consecinţe (prezentând o creştere a daunelor de la stânga la dreapta). Pe axa y sunt reprezentate clasele de probabilităţi, având riscul de creştere de jos în sus. Produsul cartezian al ambelor axe oferă toate combinaţiile posibile de probabilităţi şi consecinţe.
    Codul de culoare (verde-galben-roşu) indică severitatea combinaţiei probabilitate-consecinţe. Fiecare scenariu este reprezentat în matricea riscurilor folosind un cod (numere, litere, acronime, etc).


┌─────────────────────────┬───────────────────────────────┐
│     Probabilitatea      │  Frecvenţă medie de apariţie  │
├─────────────────────────┼───────────────────────────────┤
│Foarte scăzută           │Mai rar de o dată la 20 de ani │
├─────────────────────────┼───────────────────────────────┤
│Scăzută                  │O dată la 10 ani               │
├─────────────────────────┼───────────────────────────────┤
│Medie                    │O dată la 3 ani                │
├─────────────────────────┼───────────────────────────────┤
│Ridicată                 │O dată pe an                   │
├─────────────────────────┼───────────────────────────────┤
│Foarte ridicată          │Mai des de o dată pe an        │
└─────────────────────────┴───────────────────────────────┘

──────────
    *) Notă CTCE:
    Tabelele se găsesc în Monitorul Oficial al României, Partea I, Nr. 34 bis din 18 ianuarie 2016 la pagina 7 (a se vedea imaginile asociate).
──────────

    4. Scenarii de risc
    Scenarii de risc referitoare la aprovizionarea cu gaze naturale în România
    Scenariul 1: Defecţiuni pe direcţiile de transport din import
    (defecţiuni în sisteme de transport, altele decât sistemul naţional de transport, înainte de preluarea cantităţilor din import de gaze naturale în sistemul naţional de transport)
    Scenariul 2: Defecţiuni tehnice în Sistemul Naţional de Transport
    (defecţiuni în sistemul naţional de transport la preluarea cantităţilor de gaze naturale din depozitele de înmagazinare subterană a gazelor naturale, respectiv din depozitul cu cea mai mare capacitate de extracţie zilnică)
    Scenariul 3: Dezechilibre în activitatea de înmagazinare a gazelor naturale
    (defecţiuni ale echipamentelor de suprafaţă aferente activităţii de înmagazinare înainte preluarea cantităţilor de gaze naturale din depozitele de înmagazinare subterană a gazelor naturale în sistemul naţional de transport)
    Scenariul 4: Condiţii meteo extreme
    (valori foarte scăzute ale temperaturii, respectiv temperature medie sub -15°C, pe perioada sezonului rece, pe intervale mai mari de timp, de cel puţin 7 zile, fără defecţiuni tehnice în sistemul naţional de transport, sisteme de transport import şi dezechilibre în activitatea de înmagazinare a gazelor naturale)
    Scenariu 5: Sistarea furnizării de gaze naturale din Federaţia Rusă către UE
    (sistare furnizare gaze naturale din import fără existenţa unor defecţiuni tehnice în sistele de transport cantităţi gaze naturale din import)

    Notă:
    Referitor la scenariile 1-5, în România, în condiţiile art. 124 alin 1, lit e) din Legea nr. 123/2012, până la data de 1 iulie 2021, furnizarea de gaze naturale pentru consumatorii protejaţi este garantată şi, pe cale de consecinţă, asigurată, chiar şi în condiţiile apariţiei scenariilor prezentate mai sus.
    În cazul unei cereri excepţional de mari sau al unei întreruperi semnificative a furnizării sau al unei afectări semnificative a situaţiei livrărilor şi în cazul în care toate măsurile bazate pe mecanismele pieţei au fost implementate, dar oferta de gaze este insuficientă pentru a satisface cererea rămasă neacoperită a consumatorilor protejaţi, în scopul de garanta aprovizionarea cu gaze naturale a consumatorilor protejaţi, în România vor fi adoptate măsurile prevăzute de Planul de Urgenţă pentru nivelul de urgenţă în cadrul situaţiilor de criză.



┌────────────┬──────────────┬─────────┬──────────────┬────────────┬────────────┬────────────┬───────────────────┬─────────────────┐
│            │ Categorii de │         │              │            │            │            │   Deficit estimat │ Deficit estimat │
│ Scenarii   │    riscuri   │ Impact  │Probabilitate │  Perioada  │Provenienţa │  Anotimp   │  de aprovizionare │ de aprovizionare│
│            │              │         │              │            │            │            │  în total consum  │   consumatori   │
│            │              │         │              │            │            │            │                   │     protejaţi   │
├────────────┼──────────────┼─────────┼──────────────┼────────────┼────────────┼────────────┼───────────────────┼─────────────────┤
│Scenariul 1 │Risc tehnic   │Major    │Scăzut        │Termen scurt│Externă     │Sezon rece  │Min: 0 mil mc      │0 mil mc/zi      │
│            │              │         │              │(durata 24 -│            │            │(condiţii normale  │                 │
│            │              │         │              │  48 ore)   │            │            │de iarnă, cu       │                 │
│            │              │         │              │            │            │            │temperature medii  │                 │
│            │              │         │              │            │            │            │-5°C)              │                 │
│            │              │         │              │            │            │            │                   │                 │
│            │              │         │              │            │            │            │Max: 11 mil mc/zi  │                 │
│            │              │         │              │            │            │            │(condiţii normale  │                 │
│            │              │         │              │            │            │            │de iarnă, cu       │                 │
│            │              │         │              │            │            │            │temperature medii  │                 │
│            │              │         │              │            │            │            │-15°C)             │                 │
│            │              │         │              │            │            ├────────────┼───────────────────┼─────────────────┤
│            │              │         │              │            │            │Sezon cald  │Min: 0 mil mc      │0 mil mc/zi      │
│            │              │         │              │            │            │            │Max: 0 mil mc      │                 │
├────────────┼──────────────┼─────────┼──────────────┼────────────┼────────────┼────────────┼───────────────────┼─────────────────┤
│Scenariul 2 │Risc Tehnic   │Major    │Scăzut        │Termen scurt│Internă     │Sezon rece  │Min: 9 mil mc      │0 mil mc/zi      │
│            │              │         │              │  (durata   │            │            │(condiţii normale  │                 │
│            │              │         │              │   maxim    │            │            │de iarnă, cu       │                 │
│            │              │         │              │   48 ore)  │            │            │temperature        │                 │
│            │              │         │              │            │            │            │medii -5°C)        │                 │
│            │              │         │              │            │            │            │                   │                 │
│            │              │         │              │            │            │            │Max: 20 mil mc/zi  │                 │
│            │              │         │              │            │            │            │(condiţii de iarnă │                 │
│            │              │         │              │            │            │            │cu temperaturi     │                 │
│            │              │         │              │            │            │            │medii -15°C)       │                 │
│            │              │         │              │            │            │            │-15°C)             │                 │
│            │              │         │              │            │            ├────────────┼───────────────────┼─────────────────┤
│            │              │         │              │            │            │Sezon cald  │Min: 0 mil mc/zi   │0 mil mc/zi      │
│            │              │         │              │            │            │            │Max: 0 mil mc/zi   │                 │
├────────────┼──────────────┼─────────┼──────────────┼────────────┼────────────┼────────────┼───────────────────┼─────────────────┤
│Scenariul 3 │Risc Tehnic   │Notabil  │Scăzut        │Termen scurt│Internă     │Iarnă       │Min: 9 mil mc      │0 mil mc/zi      │
│            │              │         │              │  (durata   │            │            │(condiţii normale  │                 │
│            │              │         │              │    maxim   │            │            │de iarnă, cu       │                 │
│            │              │         │              │   48 ore)  │            │            │temperature medii  │                 │
│            │              │         │              │            │            │            │-5°C)              │                 │
│            │              │         │              │            │            │            │                   │                 │
│            │              │         │              │            │            │            │Max: 20 mil mc/zi  │                 │
│            │              │         │              │            │            │            │(condiţii de iarnă │                 │
│            │              │         │              │            │            │            │cu temperaturi     │                 │
│            │              │         │              │            │            │            │medii -15°C)       │                 │
├────────────┼──────────────┼─────────┼──────────────┼────────────┼────────────┼────────────┼───────────────────┼─────────────────┤
│Scenariul 4 │Risc meteo    │Notabil  │Medie         │Termen scurt│Internă     │Iarnă       │Min: 0 mil mc      │0 mil mc/zi      │
│            │              │         │              │(durata     │            │            │(condiţii de iarnă,│                 │
│            │              │         │              │7 zile)     │            │            │cu temperaturi     │                 │
│            │              │         │              │            │            │            │medii -5°C)        │                 │
│            │              │         │              │            │            │            │                   │                 │
│            │              │         │              │            │            │            │Max: 5 mil mc/zi   │                 │
│            │              │         │              │            │            │            │(condiţii de iarnă │                 │
│            │              │         │              │            │            │            │cu temperaturi     │                 │
│            │              │         │              │            │            │            │medii sub -15°C)   │                 │
├────────────┼──────────────┼─────────┼──────────────┼────────────┼────────────┼────────────┼───────────────────┼─────────────────┤
│Scenariul 5 │Risc politic/ │Sever    │Medie         │Termen mediu│Externă     │Iarnă       │Min: 0 mil mc      │0 mil mc/zi      │
│            │comercial     │         │              │(durata până│            │            │(condiţii normale  │                 │
│            │              │         │              │  la 30 de  │            │            │de iarnă, cu       │                 │
│            │              │         │              │  zile)     │            │            │temperature medii  │                 │
│            │              │         │              │            │            │            │-5°C)              │                 │
│            │              │         │              │            │            │            │                   │                 │
│            │              │         │              │            │            │            │Max: 11 mil mc/zi  │                 │
│            │              │         │              │            │            │            │(condiţii normale  │                 │
│            │              │         │              │            │            │            │de iarnă, cu       │                 │
│            │              │         │              │            │            │            │temperature medii  │                 │
│            │              │         │              │            │            │            │-15°C)             │                 │
└────────────┴──────────────┴─────────┴──────────────┴────────────┴────────────┴────────────┴───────────────────┴─────────────────┘



┌────────────┬─────────────────────────────────────────┬─────────────────────────────────────┬────────────────────────────────────┐
│  Scenarii  │     Acţiuni preventive operaţional      │ Acţiuni preventive investiţionale   │           Acţiuni reactive         │
├────────────┼─────────────────────────────────────────┼─────────────────────────────────────┼────────────────────────────────────┤
│Scenariul 1 │Identificare rute şi/sau surse           │Creşterea capacităţii de extracţie   │Extracţie gaze naturale depozite de │
│            │alternative import                       │zilnică a gazelor naturale din       │înmagazinare                        │
│            │                                         │depozite                             │                                    │
│            │Identificarea consumatorilor care pot    │                                     │Echilibrare comercială              │
│            │trece pe combustibili alternativi        │Diversificare surse de gaze          │                                    │
│            │                                         │                                     │Producerea de energie pe combustibil│
│            │Asigurare stocuri combustibili           │Dezvoltare interconectări cu flux    │alternativ şi surse regenerabile    │
│            │alternativi                              │bidirecţional                        │                                    │
│            │                                         │                                     │Întreruptibilitate comercială       │
│            │Încheierea contracte vizând asigurarea   │                                     │                                    │
│            │securităţii aprovizionării cu gaze       │                                     │                                    │
│            │naturale                                 │                                     │                                    │
│            │                                         │                                     │                                    │
│            │Încheierea de contracte de furnizare     │                                     │                                    │
│            │care pot fi întrerupte                   │                                     │                                    │
│            │                                         │                                     │                                    │
│            │Constituire stoc minim de gaze naturale  │                                     │                                    │
├────────────┼─────────────────────────────────────────┼─────────────────────────────────────┼────────────────────────────────────┤
│Scenariul 2 │Program de mentenanţă SNT                │Program de dezvoltare SNT            │Intervenţii tehnice remediere       │
│            │                                         │                                     │defect SNT                          │
│            │Încheierea de contracte vizând asigurarea│Dezvoltare interconectări cu flux    │                                    │
│            │securităţii aprovizionării cu gaze       │bidirecţionale                       │Echilibrare comercială              │
│            │naturale                                 │                                     │                                    │
│            │                                         │                                     │Redirecţionare flux gaze în SNT     │
│            │Încheierea de contracte de furnizare care│                                     │                                    │
│            │pot fi întrerupte                        │                                     │Creşterea capacităţii de producţie  │
│            │                                         │                                     │curentă gaze naturale               │
├────────────┼─────────────────────────────────────────┼─────────────────────────────────────┼────────────────────────────────────┤
│Scenariul 3 │Identificare surse suplimentare import   │Creşterea capacităţii de extracţie   │Intervenţii tehnice remediere       │
│            │                                         │zilnică a gazelor naturale din       │defecţiune depozite                 │
│            │Identificarea consumatorilor care pot    │depozite                             │                                    │
│            │trece pe combustibili alternativi        │                                     │Extracţie maximă a gazelor naturale │
│            │                                         │Creşterea capacităţii utile de       │din depozite de înmagazinare        │
│            │Asigurare stocuri combustibili           │înmagazinare                         │neafectare de defecţiuni            │
│            │alternativi                              │                                     │                                    │
│            │                                         │Diversificare surse de gaze          │Echilibrare comercială              │
│            │Încheierea de contracte vizând asigurarea│                                     │                                    │
│            │securităţii aprovizionării cu gaze       │Dezvoltare interconectări cu flux    │Producerea de energie pe            │
│            │naturale                                 │bidirecţionale                       │combustibil alternativ              │
│            │                                         │                                     │                                    │
│            │Încheierea de contracte care pot fi      │                                     │                                    │
│            │întrerupte                               │                                     │                                    │
│            │                                         │                                     │                                    │
│            │Constituire stoc minim de gaze naturale  │                                     │                                    │
│            │                                         │                                     │                                    │
│            │Constituire depozite strategice          │                                     │                                    │
│            │(promovare iniţiative legislative pentru │                                     │                                    │
│            │constituire de astfel de depozite)       │                                     │                                    │
├────────────┼─────────────────────────────────────────┼─────────────────────────────────────┼────────────────────────────────────┤
│Scenariul 4 │Identificare surse alternative sau       │Creşterea capacităţii de extracţie   │Extracţie maximă zilnică gaze       │
│            │suplimentare import                      │zilnică a gazelor naturale din       │naturale din depozite de            │
│            │                                         │depozite                             │înmagazinare                        │
│            │Identificarea consumatorilor care pot    │                                     │                                    │
│            │trece pe combustibili alternativi        │Creşterea capacităţii utile de       │Echilibrare comercială              │
│            │                                         │înmagazinare                         │                                    │
│            │Asigurare stocuri combustibil alternativi│                                     │Producerea de energie pe            │
│            │                                         │Diversificare surse de gaze          │combustibil alternativ              │
│            │Încheierea de contracte vizând asigurarea│                                     │                                    │
│            │securităţii aprovizionării cu gaze       │Dezvoltare interconectări cu flux    │Creşterea capacităţii de producţie  │
│            │naturale                                 │bidirecţionale                       │curentă gaze naturale               │
│            │                                         │                                     │                                    │
│            │Încheierea de contracte care pot fi      │                                     │                                    │
│            │întrerupte                               │                                     │                                    │
│            │                                         │                                     │                                    │
│            │Constituire stoc minim de gaze naturale  │                                     │                                    │
├────────────┼─────────────────────────────────────────┼─────────────────────────────────────┼────────────────────────────────────┤
│Scenariul 5 │Identificare surse alternative de import │Creşterea capacităţii de extracţie a │Extracţie gaze naturale depozite de │
│            │Asigurare stocuri combustibil alternative│gazelor naturale din depozite        │înmagazinare                        │
│            │                                         │                                     │                                    │
│            │Identificarea consumatorilor care pot    │Creşterea capacităţii utile de       │Echilibrare comercială              │
│            │trece pe combustibili alternativi        │înmagazinare                         │                                    │
│            │                                         │                                     │Producerea de energie pe combustibil│
│            │Încheierea contracte vizând asigurarea   │Constituire depozite strategice      │alternativ şi surse regenerabile    │
│            │securităţii aprovizionării cu gaze       │(condiţionat de promovare iniţiativă │                                    │
│            │naturale                                 │legislativă pentru reglementare      │Întreruptibilitate comercială       │
│            │                                         │astfel de constituire)               │                                    │
│            │Încheierea de contracte care pot fi      │                                     │Aplicarea măsurilor care nu au la   │
│            │întrerupte                               │Depozite multiciclu                  │bază mecanismele pieţei, conform    │
│            │                                         │                                     │Planului de Urgenţă.                │
│            │Constituire stoc minim de gaze naturale  │Diversificare surse de gaze          │                                    │
│            │                                         │                                     │                                    │
│            │Constituire depozite strategice          │Dezvoltare interconectări cu flux    │                                    │
│            │(promovare iniţiativă legislativă pentru │bidirecţional                        │                                    │
│            │constituire)                             │                                     │                                    │
└────────────┴─────────────────────────────────────────┴─────────────────────────────────────┴────────────────────────────────────┘

    5. Standardele privind infrastructura
    a) Definiţia formulei N-1
    Formula N-1 descrie capacitatea tehnică a infrastructurilor de gaze de a satisface cererea totală de gaze a zonei luate în calcul în cazul afectării infrastructurii unice principale de gaze pe parcursul unei zile cu cerere excepţional de mare, constatată statistic o dată la 20 de ani.
    Infrastructura de gaze include reţeaua de transport al gazelor, inclusiv interconectările, precum şi instalaţiile de producţie, instalaţiile GNL şi de depozitare conectate la zona luată în calcul.
    Capacitatea tehnică*1) a tuturor celorlalte infrastructuri de gaze disponibile în cazul afectării infrastructurii unice principale de gaze trebuie să fie cel puţin egală cu suma cererii zilnice totale de gaze pentru zona luată în calcul, pe parcursul unei zile cu cerere de gaze excepţional de mare, constatată statistic o dată la 20 de ani.
──────────
    *1) în conformitate cu articolul 2 alineatul (1) punctul 18 din Regulamentul (CE) nr. 715/2009, "capacitate tehnică" înseamnă capacitatea fermă maximă pe care o poate oferi operatorul de reţele de transport utilizatorilor reţelei, luând în considerare integritatea sistemului şi cerinţele de exploatare a reţelei de transport
──────────

    Rezultatul formulei N-1, astfel cum este calculat mai jos, trebuie să fie cel puţin egal cu 100%.
    b) Metoda de calcul a formulei N-1


                 EP(m) + P(m) + S(m) + LNG(m) - I(m)
    N - 1[%] = ------------------------------------- x 100,N - 1 ≥ 100%
                          D(max)

    c) Definiţii ale parametrilor formulei N-1:
    "Zona luată în calcul" înseamnă regiunea geografică pentru care se calculează formula N-1, astfel cum este stabilită de autoritatea competentă.
    Definiţie privind cererea
    "D(max)": cererea zilnică totală de gaze (în milioane de mc pe zi) din zona luată în calcul pe parcursul unei zile cu cerere excepţional de mare, constatată statistic o dată la 20 de ani.
    Definiţii privind oferta
    "EP(m)": capacitatea tehnică a punctelor de intrare (în milioane de mc pe zi), altele decât cele aferente instalaţiilor de producţie, instalaţiilor GNL şi de depozitare, simbolizate prin P(m), S(m) şi LNG(m), înseamnă suma capacităţilor tehnice ale tuturor punctelor de intrare de la frontieră capabile să aprovizioneze cu gaz zona luată în calcul;
    "P(m)": capacitatea tehnică maximă de producţie (în milioane de mc pe zi) înseamnă suma capacităţilor zilnice maxime de producţie ale tuturor instalaţiilor de producţie a gazelor, capabile să aprovizioneze cu gaz zona luată în calcul;
    "S(m)": capacitatea tehnică maximă de extracţie (în milioane de mc pe zi) înseamnă suma capacităţilor tehnice zilnice maxime de extracţie din toate instalaţiile de depozitare, care pot fi furnizate la punctele de intrare din zona luată în calcul, ţinând seama de caracteristicile fizice ale fiecăreia;
    "LNG(m)": 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 elemente critice precum descărcarea, serviciile auxiliare, depozitarea temporară şi regazeificarea GNL, precum şi capacitatea tehnică de extracţie;
    "I(m)": înseamnă capacitatea tehnică a infrastructurii unice principale de gaze (în milioane de mc pe zi), cu cea mai mare capacitate de aprovizionare a zonei luate în calcul. În cazul în care mai multe infrastructuri de gaze sunt conectate la aceeaşi infrastructură de gaze din amonte sau din aval şi nu pot fi operate separat, acestea sunt considerate o singură infrastructură de gaze.
    d) Calcularea formulei N-1 prin luarea în considerare a măsurilor legate de cerere


                 EP(m) + P(m) + S(m) + LNG(m) - I(m)
    N - 1[%] = ------------------------------------- x 100,N - 1 ≥ 100%
                          D(max) - D(eff)


                 39,38 + 29,60 + 27,10 + 0 - 23,59
    N - 1[%] = ------------------------------------- x 100,N - 1 ≥ 100%
                            72,0 - 0

    N-1[%] = 100,681%
    Rezultă: N-1>100%

    Definiţie privind cererea
    "D(eff)" înseamnă partea (în milioane de mc pe zi) din D(max) care, în cazul unei întreruperi a aprovizionării, poate fi acoperită într-o măsură suficientă şi în timp util prin măsuri de piaţă legate de cerere, în conformitate cu articolul 5 alineatul (1) litera (b) şi articolul 6 alineatul (2).

    e) Explicaţii privind valorile utilizate
    Termeni privind cererea


┌────────────────────────────┬────────────────────────────────────┐
│   Termeni privind cererea  │                                    │
│          [mil.mc/zi]       │              Explicaţii            │
├──────────────┬─────────────┼────────────────────────────────────┤
│     D(max)   │     72,0    │                                    │
├──────────────┼─────────────┼────────────────────────────────────┤
│     D(eff)   │      0      │Nu există contracte încheiate cu    │
│              │             │clienţi întreruptibili de siguranţă │
└──────────────┴─────────────┴────────────────────────────────────┘

Termeni privind oferta (de capacitate)


┌────────────────────────────┬────────────────────────────────────┐
│   Termeni privind oferta   │                                    │
│          [mil.mc/zi]       │              Explicaţii            │
├──────────────┬─────────────┼────────────────────────────────────┤
│     EP(m)    │     39,38   │                                    │
├──────────────┼─────────────┼────────────────────────────────────┤
│     P(m)     │     29,60   │                                    │
├──────────────┼─────────────┼────────────────────────────────────┤
│     S(m)     │     27,10   │                                    │
├──────────────┼─────────────┼────────────────────────────────────┤
│    LNG(m)    │       0     │                                    │
├──────────────┼─────────────┼────────────────────────────────────┤
│     I(m)     │     23,59   │Valoarea reprezintă capacitatea     │
│              │             │punctului Isaccea Import            │
└──────────────┴─────────────┴────────────────────────────────────┘

La determinarea valorii termenului EP(m) au fost avute în vedere punctele de intrare Isaccea Import, Mediesul Aurit Import şi Csanadpalota, după cum urmează:


┌──────────────────────────────────┬────────────────┬───────────────────┐
│        Puncte de intrare         │   Capacitate   │     Capacitate    │
│                                  │  punct [mc/zi] │ punct [mil.mc/zi] │
├──────────────────────────────────┼────────────────┼───────────────────┤
│Punct intrare Isaccea Import      │    23.590.656  │       23,59       │
├──────────────────────────────────┼────────────────┼───────────────────┤
│Punct intrare Medieşu Aurit Import│    10.992.000  │       10,99       │
├──────────────────────────────────┼────────────────┼───────────────────┤
│Punct intrare Csanadpalota        │     4.800.000  │        4,80       │
├──────────────────────────────────┼────────────────┼───────────────────┤
│            Total                 │                │       39,38       │
└──────────────────────────────────┴────────────────┴───────────────────┘

    Notă:
    Pentru termenul P(m) a fost luat în considerare potenţialul de producţie şi nu capacitatea tehnică, care se cifrează la valoarea de 70,22 mil. mc/zi. Considerăm că această abordare asigură o imagine corectă oferită de standardul N-1, capacitatea menţionată nemaiputând fi realizată datorită declinului producţiei interne.

    6. Câteva informaţii referitoare la măsurile de garantare în România a securităţii aprovizionării cu gaze naturale prevăzute de Regulamentul UE nr. 994/2010
    Legea nr. 123/2012
    În conformitate cu prevederile art. 124 alin 1) lit. e) din Legea nr. 123/2012, producătorii de gaze naturale sunt obligaţi să pună cu prioritate la dispoziţia furnizorilor cantităţile de gaze naturale rezultate din activitatea de producţie, necesare acoperirii consumului clienţilor casnici, inclusiv cantităţile destinate producătorilor de energie termică, numai pentru cantităţile de gaze naturale utilizate la producerea de energie termică în centralele de cogenerare şi în centralele termice destinate consumului populaţiei, în conformitate cu reglementările ANRE şi cu respectarea graficului de liberalizare a preţurilor şi de asigurare a gazelor naturale pentru aceştia; furnizorii şi clienţii noncasnici care beneficiază de aceste cantităţi au obligaţia respectării destinaţiei acestor cantităţi de gaze naturale; restul producţiei proprii realizate de producători, mai puţin cantitatea de gaze naturale aferentă consumului tehnologic, va fi pus la dispoziţia pieţei concurenţiale.

    Definirea consumatorului protejat în conformitate cu prevederile Regulamentului UE nr. 994/2010
    Consumatorii protejaţi înseamnă toţi consumatorii casnici racordaţi la o reţea de distribuţie a gazelor naturale, şi în plus, în cazul în care statul membru respectiv decide astfel, mai pot cuprinde:
    a) întreprinderile mici şi mijlocii, cu condiţia ca acestea să fie racordate la o reţea de distribuţie a gazelor, şi serviciile esenţiale, cu condiţia ca acestea să fie racordate la o reţea de distribuţie sau de transport de gaze şi ca aceşti consumatori suplimentari să nu depăşească mai mult de 20% din consumul de total de gaze; şi/4 sau
    b) instalaţii de termoficare, în măsura în care furnizează energie consumatorilor casnici şi consumatorilor menţionaţi la lit. a), cu condiţia ca aceste instalaţii să nu poată funcţiona cu alţi combustibili şi să fie conectate la o reţea de distribuţie sau de transport de gaze.

    Definirea consumatorului protejat în legislaţia romană
    Legea nr. 123/2012, nu defineşte consumatorul protejat, motiv pentru care de drept, în conformitate cu prevederile Regulamentului UE nr. 994/2010, consumatorul protejat înseamnă toţi consumatorii casnici care sunt racordaţi la o reţea de distribuţie a gazelor naturale.

    Consumul de gaze naturale în România
    Consumul de gaze naturale în România se prezintă după cum urmează:


┌─────────────┬───────────────────────────┐
│     AN      │     Consum total/MWh*)    │
├─────────────┼───────────────────────────┤
│    2013     │         132,603,324       │
├─────────────┼───────────────────────────┤
│    2014     │         127,556,673       │
└─────────────┴───────────────────────────┘

──────────
*) Sursa consumurilor: rapoartele ANRE de monitorizare ale pieţei de gaze pe anul 2013 şi 2014
──────────

Consumul de gaze naturale pe piaţa reglementată din România se prezintă după cum urmează:


┌─────────────┬───────────────────────────┐
│     AN      │     Consum total/MWh*)    │
├─────────────┼───────────────────────────┤
│    2013     │          50,863,980       │
├─────────────┼───────────────────────────┤
│    2014     │          43,785,650       │
└─────────────┴───────────────────────────┘

──────────
    *) Sursa consumurilor pe piaţa reglementată: rapoartele ANRE de monitorizare ale pieţei de gaze pe anul 2013 şi 2014
──────────

    Până la 31 decembrie 2014, în ceea ce priveşte categoriile de consumatori de gaze naturale, din piaţa reglementată făceau parte:
    ● consumatorii casnici care nu şi-au exercitat dreptul de eligibilitate, respectiv nu au optat pentru a-şi alege furnizorul şi să negocieze direct contractele de vânzare-cumpărare cu aceştia;
    ● consumatorii non-casnici care aveau asigurată furnizarea gazelor naturale în baza contractelor de furnizare-cadru şi la preţ reglementat, respectiv clienţii non-casnici care nu şi-au exercitat dreptul de eligibilitate (nu au optat pentru a-şi alege furnizorul şi să negocieze direct contractele de vânzare-cumpărare cu aceştia).

    Ponderea consumului casnicilor în total consum, se prezintă după cum urmează:


┌──────────┬──────────────────────┬─────────────────────┬─────────────────────┐
│    AN    │  Consum total/MWh*)  │ Consum casnici % *) │ Consum casnici/MWh  │
├──────────┼──────────────────────┼─────────────────────┼─────────────────────┤
│   2013   │      132,603,324     │        22,53%       │      29,623,583     │
├──────────┼──────────────────────┼─────────────────────┼─────────────────────┤
│   2014   │      127,556,673     │        22,34%       │      28,738,518     │
└──────────┴──────────────────────┴─────────────────────┴─────────────────────┘

──────────
    *) Sursa consumurilor şi ponderea casnicilor în total consum: rapoartele ANRE de monitorizare ale pieţei de gaze pe anul 2013 şi 2014
──────────

──────────
    *) Notă CTCE:
    Imaginea se găseşte în Monitorul Oficial al României, Partea I, Nr. 34 bis din 18 ianuarie 2016 la pagina 14 (a se vedea imaginea asociată).
──────────

──────────
    *) Sursa consumurilor şi ponderea casnicilor în total consum: rapoartele ANRE de monitorizare ale pieţei de gaze
──────────

    Începând cu 1 ianuarie 2015, în ceea ce priveşte categoriile de consumatori de gaze naturale, în piaţa reglementată mai fac parte doar consumatorii casnici care au asigurate cantităţile de gaze naturale în baza unor contracte cadru şi la preţ reglementat.
    Începând cu 1 iulie 2021, şi această categorie de consumatori va face parte din piaţa liberă.
    În tabelul de mai jos sunt prezentate informaţiile legate de ponderea consumului casnicilor în total producţie internă, ponderea consumului noncasnicilor în total producţie internă şi import, precum şi ponderea în consum a producţiei interne pe perioada ultimelor trei sezoane de iarnă, în baza datelor şi prezentărilor ANRE.



                    ┌──────────────────────────────────────────────────────┬──────────────────────────────────────────────────────┬──────────────────────────────────────────────────────┐
                    │                     2012-2013                        │                        2013-2014                     │                2014-2015                             │
                    ├──────────┬──────────┬──────────┬──────────┬──────────┼──────────┬──────────┬──────────┬──────────┬──────────┼──────────┬──────────┬──────────┬──────────┬──────────┤
                    │  Nov-12  │  Dec-12  │  Ian-13  │  Feb-13  │  Mar-13  │ Nov-13   │ Dec-13   │ Ian-14   │ Feb-14   │ Mar-14   │  Nov-14  │ Dec-14   │ Ian-15   │ Feb-15   │ Mar-15   │
┌───────────────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┤
│total consum       │13,935,394│19,774,861│19,878,824│15,865,788│15,365,747│12,198,086│18,278,777│18,188,597│16,171,232│12,258,245│13,853,447│16,558,420│17,014,124│14,883,333│13,089,991│
├───────────────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┤
│pondere în consum a│          │          │          │          │          │          │          │          │          │          │          │          │          │          │          │
│producţiei interne │     80.59│     79.17│     77.59│     80.97│     84.98│     90.14│     87.99│     85.15│     87.18│     86.68│     98.14│     93.87│     96.54│     97.97│     98.78│
├───────────────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┤
│pondere cons.      │          │          │          │          │          │          │          │          │          │          │          │          │          │          │          │
│casnici în total   │          │          │          │          │          │          │          │          │          │          │          │          │          │          │          │
│consum             │     19.68│     26.17│      27.8│     27.21│     27.07│     21.64│     27.53│     27.35│     27.23│     27.89│     23.77│     30.49│     33.25│     32.17│     30.45│
├───────────────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┤
│pondere consum     │          │          │          │          │          │          │          │          │          │          │          │          │          │          │          │
│casnici în prod.   │          │          │          │          │          │          │          │          │          │          │          │          │          │          │          │
│internă            │     24.42│     33.06│     35.83│     33.61│     31.85│     24.01│     31.29│     32.12│     31.23│     32.18│     24.22│     32.48│     34.44│     32.84│     30.83│
├───────────────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┤
│producţie internă  │11,230,534│15,655,757│15,423,980│12,846,529│13,057,812│10,995,355│16,083,496│15,487,590│14,098,080│10,625,447│13,595,773│15,543,389│16,425,435│14,581,202│12,930,293│
├───────────────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┤
│consum casnici     │ 2,742,486│ 5,175,081│ 5,526,313│ 4,317,081│ 4,159,508│ 2,639,666│ 5,032,147│ 4,974,581│ 4,403,426│ 3,418,825│ 3,292,964│ 5,048,662│ 5,657,196│ 4,787,968│ 3,985,902│
├───────────────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┤
│import             │ 2,704,806│ 4,119,104│ 4,454,844│ 3,019,259│ 2,307,935│ 1,202,731│ 2,195,281│ 2,701,007│ 2,073,152│ 1.632,798│   257,674│ 1,015,031│   588,689│   302,132│   159,698│
├───────────────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┤
│consum non-casnic  │          │          │          │          │          │          │          │          │          │          │          │          │          │          │          │
│din producţia      │          │          │          │          │          │          │          │          │          │          │          │          │          │          │          │
│internă            │ 8,488,048│10,480,676│ 9,897,666│ 8,529,448│ 8,898,304│ 8,355,689│11,051,349│10,513,009│ 9,694,654│ 7,206,622│10,302,809│10,494,727│10,768,239│ 9,793,233│ 8,944,391│
└───────────────────┴──────────┴──────────┴──────────┴──────────┴──────────┴──────────┴──────────┴──────────┴──────────┴──────────┴──────────┴──────────┴──────────┴──────────┴──────────┘

    În graficele de mai jos sunt prezentate informaţiile legate de:
    ● consumul casnicilor;
    ● consumul asigurat din import;
    ● consumul asigurat din producţie internă;
    ● ponderea consumului casnicilor în total consum;
    ● ponderea consumului casnicilor în total producţie internă;
    ● ponderea consumului noncasnicilor în total producţie internă şi import,
    ● ponderea în consum a producţiei interne.
    pe perioada ultimelor trei sezoane de iarnă, în baza datelor şi informaţiilor prezentate de ANRE.

──────────
    *) Notă CTCE:
    Graficele se găsesc în Monitorul Oficial al României, Partea I, Nr. 34 bis din 18 ianuarie 2016 la paginile 15 şi 16 (a se vedea imaginile asociate).
──────────

    Având în vedere faptul că:
    ● în România, în contextul şi interpretarea Regulamentului UE nr. 994/2010, consumatorii protejaţi sunt reprezentaţi de categoria consumatorilor casnici racordaţi la un sistem de distribuţie;
    ● în România, în conformitate cu prevederile Legii nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare, producătorii de gaze naturale au obligaţia să pună cu prioritate la dispoziţia furnizorilor cantităţile de gaze naturale rezultate din activitatea de producţie, necesare acoperirii consumului clienţilor casnici;
    ● în România, ponderea producţiei interne în total consum este de aproximativ 90%,
    ● consumatorii casnici au asigurate cantităţile din producţie internă în conformitate cu prevederile art. 124 alin 1, lit e) din Legea nr. 123/2012,
    până la data de 1 iulie 2021, furnizarea de gaze naturale pentru consumatorii protejaţi este garantată şi, pe cale de consecinţă, asigurată.

    7. Obligaţii impuse întreprinderilor din sectorul gazelor naturale şi altor organisme, inclusiv în legătură cu funcţionarea sigură a reţelei de gaze naturale
    a. Punerea în aplicare a măsurilor provizorii, potrivit Regulamentului (UE) nr. 312/2014 de stabilire a unui cod de reţea privind echilibrarea reţelelor de transport
    În absenţa unui nivel scăzut de lichiditate a pieţei angro de gaze naturale pe termen scurt, astfel cum prevede art. 45, alin 1 din Regulamentul (UE) nr. 312/2014, OTS (operatorul sistemului de transport) va pune în aplicare măsurile provizorii prevăzute la art. 47 - 50 din Regulament.
    Măsura provizorie pe care OTS are capabilitatea să o aplice şi să o gestioneze este crearea unei alternative la platforme de echilibrare (APE), astfel cum este descrisă mai jos:
    ● posibilitatea UR (utilizator reţea) de a efectua nominalizări şi renominalizări zilnice echilibrate/dezechilibrate, în ziua D-1 pentru ziua D, şi de a realiza tranzacţii în scopul reducerii/eliminării dezechilibrului prognozat până la încheierea perioadei de tranzacţionare din ziua D-1;
    ● posibilitatea UR de a efectua nominalizări intra-zilnice echilibrate/dezechilibrate în ziua D, pentru ziua D şi de a realiza tranzacţii în scopul reducerii/eliminării dezechilibrului prognozat până la încheierea perioadei de tranzacţionare din ziua D;
    ● determinarea de către OTS a dezechilibrului zilnic iniţial şi final produs de UR;
    ● posibilitatea UR de a-şi echilibra portofoliul propriu prin intermediul Facilităţii de Transfer Gaze
    ● aplicarea unei toleranţe de 3%;
    ● posibilitatea OTS de a achiziţiona/vinde gaze naturale în scopul echilibrării fizice a SNT (sistemului naţional de transport).
    APE are rolul de a asigura:
    ● echilibrarea portofoliilor individuale ale UR cât şi menţinerea stării generale de echilibru la nivelul SNT în vederea asigurării continuităţii şi securităţii serviciilor de transport gaze naturale;
    ● posibilitatea de intervenţie a OTS în echilibrarea fizică a sistemului, atunci când necesităţile o impun
    APE facilitează tranzacţionarea cantităţilor de gaze naturale destinate echilibrării pe următoarele coordonate:
    ● comercializarea dezechilibrului zilnic între UR;
    ● comercializarea dezechilibrului prin intermediul OTS.

    b. Codul reţelei pentru sistemul naţional de transport al gazelor naturale
    Prevedere legală: Ordinul ANRE nr. 16 din 27 martie 2013 privind aprobarea Codului reţelei pentru Sistemul naţional de transport al gazelor naturale, cu modificările şi completările ulterioare
    Codul reţelei reglementează condiţiile şi regulile de utilizare a sistemului naţional de transport al gazelor naturale din România.
    ANRE urmăreşte aplicarea prevederilor Codului reţelei de către operatorul sistemului de transport, utilizatorii sistemului naţional de transport (utilizatori de reţea), de furnizorii de gaze naturale, precum şi de operatorii de distribuţie, clienţi direcţi şi operatorii de înmagazinare.
    b1) Echilibrarea comercială
    Conform Codului reţelei, echilibrarea comercială reprezintă setul de acţiuni prin care UR îşi echilibrează cantităţile de gaze pe care le introduc şi preiau din SNT, precum şi toate activităţile necesare pentru contabilizarea şi alocarea corectă a gazelor transportate, inclusiv un sistem de taxare care să motiveze UR să menţină echilibrul între cantităţile de gaze livrate şi preluate în/din SNT.
    Diferenţa dintre cantităţile de gaze naturale efectiv livrate în punctele de intrare şi cele efectiv preluate în punctele de ieşire din SNT, de către fiecare UR în parte, într-o anumită zi gazieră, cu luarea în considerare inclusiv a tranzacţiilor notificate în PVT (punct virtual de tranzacţionare), reprezintă dezechilibru zilnic.
    Activităţile de echilibrare zilnică şi lunare sunt reglementate de Codul reţelei.
    b2) Procedurile de echilibrare
    Procedurile de echilibrare sunt descrise în Codul reţelei.



┌─────────────┬─────────────────────────────────┬─────────────────────────────────────┬───────────────────────────┐
│             │         Procedura               │         Răspunsul către UR          │        Implicaţii         │
├─────────────┼─────────────────────────────────┼─────────────────────────────────────┼───────────────────────────┤
│Zilnic       │OTS calculează dezechilibrul     │Până cel târziu la ora 14:15 din ziua│are caracter de informare  │
│             │zilnic iniţial pe baza alocării  │gazieră D+1, OTS informează UR în    │                           │
│             │iniţiale pentru ziua gazieră     │legătură cu dezechilibrul său iniţial│                           │
│             │anterioară                       │pentru ziua gazieră D                │                           │
├─────────────┼─────────────────────────────────┼─────────────────────────────────────┼───────────────────────────┤
│Lunar        │OTS recalculează dezechilibrul   │Până cel târziu la ora 14:30 din data│Pentru fiecare zi gazieră  │
│             │zilnic pe baza alocării finale   │de zece a lunii următoare, OTS îl    │în care se înregistrează   │
│             │pentru fiecare zi gazieră a      │informează pe UR în legătură cu      │dezechilibrul UR pot       │
│             │lunii calendaristice respective  │dezechilibrul final din fiecare zi   │utiliza FTG.               │
│             │                                 │gazieră a lunii calendaristice       │                           │
│             │                                 │respective.                          │                           │
├─────────────┼─────────────────────────────────┼─────────────────────────────────────┼───────────────────────────┤
│În intervalul│Posibila utilizare a FTG         │Din a 10-a zi calendaristică,        │Pentru fiecare zi gazieră  │
│cuprins între│                                 │începând cu ora 14:30, şi până în a  │pentru care există         │
│datele de 10 │                                 │13-a zi calendaristică, ora 14:30, se│dezechilibru zilnic, UR li │
│şi 13 ale    │                                 │realizează FTG.                      │se va calcula tariful de   │
│lunii M+1    │                                 │                                     │dezechilibru               │
│             │                                 │În a 13-a zi calendaristică, în      │                           │
│             │                                 │intervalul 14:30 - 18:00, OTS        │                           │
│             │                                 │recalculează şi afişează             │                           │
│             │                                 │dezechilibrele finale zilnice.       │                           │
└─────────────┴─────────────────────────────────┴─────────────────────────────────────┴───────────────────────────┘

    b3) Tarifele de dezechilibru
    Dezechilibrul zilnic exprimat în unităţi de energie, se calculează pentru fiecare UR.
    Pentru dezechilibrul zilnic ce depăşeşte nivelul de toleranţă, UR va cumpăra/vinde gaze în deficit, la un preţ de cumpărare/vânzare al OTS sau marginal, după caz, la care se aplică componenta de ajustare conform metodologiei elaborate de OTS şi aprobate de ANRE.
    Pentru dezechilibrul zilnic mai mic sau egal cu nivelul de toleranţă, UR va cumpăra/vinde gazele naturale la preţul de cumpărare/vânzare al OTS
    b4) Echilibrarea fizică
    Echilibrarea fizică reprezintă gestionarea şi echilibrarea cantităţilor de gaze naturale transportate prin SNT prin monitorizarea şi controlarea parametrilor de debit, presiune şi putere calorifică superioară a gazelor în punctele de intrare, respectiv ieşire, precum şi în alte puncte de control din SNT.
    OTS nu poate deţine gaze naturale decât pentru echilibrarea sistemului şi pentru exploatare în condiţii de siguranţă a SNT.
    Pentru realizarea efectivă a activităţii de echilibrare a SNT sunt prevăzute obligaţii în Codul Reţelei.
    OTS trebuie să dispună de o cantitate suficientă de gaze naturale pentru echilibrarea sistemului sub formă de stocare în conductă şi sub formă de gaze naturale înmagazinate în depozite subterane de gaze naturale, pentru menţinerea stocării în conducte, precum şi prin tranzacţionarea de gaze naturale în acest sens.
    Procedurile adoptate de OTS pentru echilibrarea fizică a SNT include în principal echilibrarea diferenţelor apărute între intrare şi preluările ca urmare a unor situaţii neaşteptate.
    Achiziţia de gaze naturale efectuate de OTS în scopul utilizării acestora cu titlu de consum tehnologic propriu nu este considerată acţiune de echilibrare.
    OTS derulează acţiuni de achiziţionare/vânzare de gaze naturale în scopul echilibrării zilnice şi al exploatării de siguranţă a SNT.

    c. Utilizarea contractelor vizând asigurarea securităţii aprovizionării cu gaze naturale
    Prevedere legală: art. 124 alin 1) lit. e) din Legea nr. 123/2012
    Producătorii au obligaţia să pună cu prioritate la dispoziţia furnizorilor cantităţile de gaze naturale rezultate din activitatea de producţie, necesare acoperirii consumului clienţilor casnici, inclusiv cantităţile destinate producătorilor de energie termică, numai pentru cantităţile de gaze naturale utilizate la producerea de energie termică în centralele de cogenerare şi în centralele termice destinate consumului populaţiei, în conformitate cu reglementările ANRE şi cu respectarea graficului de liberalizare a preţurilor şi de asigurare a gazelor naturale pentru aceştia; furnizorii şi clienţii noncasnici care beneficiază de aceste cantităţi au obligaţia respectării destinaţiei acestor cantităţi de gaze naturale.
    Contractele încheiate de producători cu furnizorii consumatorilor casnici pentru gazele naturale necesare acoperirii acestei categorii de clienţi sunt încheiate în scopul asigurării securităţii aprovizionării cu gaze naturale.

    d. Utilizarea contractelor de furnizare care pot fi întrerupte
    Prevedere legală: art. 124 alin 1) lit. e) din Legea nr. 123/2012
    Producătorii au obligaţia să pună cu prioritate la dispoziţia furnizorilor cantităţile de gaze naturale rezultate din activitatea de producţie, necesare acoperirii consumului consumatorilor prevăzuţi de lege. Aceste contracte nu pot fi întrerupte.
    Restul producţiei proprii realizate de producători, mai puţin cantitatea de gaze naturale aferentă consumului tehnologic, rămasă după respectarea obligaţiei de a pune cu prioritate conform prevederilor legale va fi pusă la dispoziţia pieţei concurenţiale.
    Contractele de furnizare gaze naturale ale producătorilor având ca sursă producţia internă pot fi întrerupte de către producători în cazul în care cantitatea de gaze din producţia internă nu poate asigura mai mult decât obligaţia de prioritate, astfel cum este aceasta reglementată de lege.

    e. Utilizarea contractelor de transport care pot fi întrerupte
    Prevedere legală: Ordinul ANRE nr. 16 din 27 martie 2013, cu modificările şi completările ulterioare, privind aprobarea Codului reţelei pentru Sistemul naţional de transport al gazelor naturale, anexa 1 la Codul reţelei pentru Sistemul Naţional de Transport - prevederile contractului cadru de transport al gazelor naturale
    Operatorul sistemului de transport, acţionând în mod prudent şi corect, are dreptul să limiteze/întrerupă capacitatea întreruptibilă de transport rezervată de utilizatorul reţelei, în scopul asigurării funcţionării SNT în condiţii de siguranţă şi echilibru după cum urmează:
    a) la punctele de intrare/ieşire în/din SNT, în situaţia în care se înregistrează o diferenţă între consumul de gaze şi sursele disponibile pentru acoperirea acestuia mai mare de 4 milioane m.c. pe perioada de una sau mai multe zile consecutive, respectiv o scădere a presiunii gazelor din zonele nodale şi de la extremităţile SNT cu 3 până la 6 bari faţă de perioada imediat anterioară, determinate de următoarele cauze imprevizibile:
    ● diminuarea majoră a surselor de aprovizionare din producţie internă, cauzată de accidente, sau din import, cu mai mult de 20% faţă de cantităţile programate;
    ● consumul excesiv de gaze naturale, ca efect al unor temperaturi extrem de joase la nivelul întregii ţări sau în zone însemnate ale ţării, pe perioade îndelungate de timp.
    b) la punctele de interconectare în care este asigurată curgerea fizică bidirecţională, în situaţia în care suma nominalizărilor corelate pe direcţia de ieşire din România este mai mare decât suma nominalizărilor corelate pe direcţia de intrare în România cu mai mult decât o capacitatea fermă oferită pe direcţia de ieşire din România.
    Operatorul sistemului de transport va notifica UR cu privire la limitarea/întreruperea capacităţii întreruptibile de transport, precum şi cu privire la durata estimată a limitării/întreruperii dispuse, precizând cauzele care au condus la acestea, cu cel puţin 12 ore înainte de momentul întreruperii/limitării efective a capacităţii întreruptibile de transport.

    f. Depozite comerciale - constituire stoc minim de gaze naturale - volumul gazelor înmagazinate
    Prevedere legală: Ordinul ANRE nr. 14 din 11 martie 2015, pentru aprobarea Metodologiei privind determinarea anuală a nivelului stocului minim de gaze naturale pentru titularii licenţelor de furnizare de gaze naturale şi pentru titularii licenţelor de operare a sistemelor de transport al gazelor naturale
    a) Titularii licenţelor de furnizare gaze naturale care au în portofoliu clienţi casnici au obligaţia să constituie în fiecare an un stoc minim în depozitele de înmagazinare gaze naturale, astfel încât să fie asigurată siguranţa şi continuitatea aprovizionării cu gaze a clienţilor casnici/finali (clienţi protejaţi);
    b) Titularii licenţelor de operare a sistemelor de transport al gazelor naturale au obligaţia să constituie în fiecare an un stoc minim în depozitele de înmagazinare gaze naturale, în vederea asigurării echilibrului fizic al sistemelor de transport al gazelor naturale în perioada sezonului rece.
    Obligaţiile menţionate la pct. a) şi b) sunt stabilite în conformitate cu metodologia privind determinarea anuală a nivelului stocului minim de gaze naturale pentru titularii licenţelor de furnizare gaze naturale şi pentru titularii licenţelor de operare a sistemelor de transport al gazelor naturale, aprobată prin Ordinul ANRE nr. 14 din 11 martie 2015.
    Pentru siguranţa aprovizionării cu gaze naturale a clienţilor casnici/finali (protejaţi), titularii licenţelor de furnizare gaze naturale au obligaţia de a constitui în depozitele de înmagazinare un stoc minim de gaze naturale, în fiecare an "n", până la data de 31 octombrie inclusiv.
    ANRE determină anual nivelul stocului minim naţional de gaze naturale, stabileşte obligaţiile de constituire a stocului minim naţional de gaze naturale care revine fiecărui titular de licenţa de furnizare de gaze naturale şi monitorizează şi verifică îndeplinirea obligaţiei de constituire a stocului minim de gaze naturale de către aceştia, conform unei proceduri interne.
    Stocul de gaze naturale se exprimă în MWh şi se stabileşte pentru fiecare titular al licenţei de furnizare gaze naturale, în baza cantităţilor de gaze naturale efectiv furnizate fiecărei categorii de clienţi finali din portofoliul propriu, în anul anterior celui pentru care se stabileşte stocul de gaze naturale, conform metodologiei aprobate prin Ordinul ANRE nr. 14 din 11 martie 2015.
    În aplicarea Ordinului ANRE 14 din 11 martie 2015, pentru ciclul de înmagazinare 2015-2016, prin Ordinul ANRE nr. 149 din 01 octombrie 2015 a fost aprobat nivelul stocului minim de gaze naturale pentru ciclul de înmagazinare 2015-2016, la un nivel de 17.477.030,807 MWh, defalcat după cum urmează:
    a) stoc aferent categoriei de clienţi finali casnici - 7.535.760,006 MWh;
    b) stoc aferent categoriei de clienţi finali producători de energie termică, numai pentru cantităţile de gaze naturale utilizate la producerea de energie termică în centralele de cogenerare şi în centralele termice destinate consumului populaţiei - 3.198.492,786 MWh;
    c) stoc aferent categoriei de clienţi finali noncasnici - 6.742.778,015 MWh.
    Prin acelaşi ordin a fost aprobat şi stocul de gaze naturale pe care OTS are obligaţia să îl deţină în depozitele de înmagazinare subterană la data de 31 octombrie 2015, inclusiv, la un nivel de 95.000 MWh.

    g. Depozite comerciale - alocarea capacităţilor disponibile
    Prevedere legală: Decizia ANRE nr. 824/2004 pentru aprobarea Regulamentului privind accesul reglementat la depozitele de înmagazinare subterană a gazelor naturale
    Alocarea capacităţilor de înmagazinare se face de către operatorii de înmagazinare, în baza unei metodologii, stabilite în conformitate cu prevederile Deciziei ANRE nr. 824/2004.
    Ordinea de alocare a capacităţilor se face de către operatorii de înmagazinare. Ordinea de prioritate:
    a) operatorul SNT - pentru capacităţile de gaze naturale necesare asigurării permanente a echilibrului SNT;
    b) producătorii de gaze naturale - pentru cantităţile de gaze naturale necesare desfăşurării proceselor tehnologice;
    c) furnizorii - pentru cantităţile de gaze naturale necesare realizării furnizării clienţilor finali (casnici);
    d) consumatorii eligibili - pentru cantităţile necesare consumului propriu;
    e) furnizorii de pe piaţa liberă;
    f) alţi solicitanţi.

    h. Depozite comerciale - stabilirea programelor de extracţie
    Prevedere legală: Decizia ANRE nr. 824/2004 pentru aprobarea Regulamentului privind accesul reglementat la depozitele de înmagazinare subterană a gazelor naturale
    La stabilirea programelor de extracţie a gazelor naturale din depozitele de înmagazinare subterană, capacităţile de extracţie sunt alocate de către operatorii de înmagazinare, având în vedere următoarea ordine de prioritate:
    a) operatorul SNT - pentru cantităţile de gaze naturale necesare asigurării permanente a echilibrului fizic al SNT;
    b) producătorii - pentru cantităţile de gaze naturale necesare desfăşurării proceselor tehnologice, dacă acestea nu pot fi asigurate din producţia curentă;
    c) furnizorii şi producătorii de energie termică care şi-au îndeplinit obligaţia de constituire a stocului minim stabilită prin ordin al preşedintelui ANRE şi furnizorii mandataţi pentru constituirea stocului minim al altor furnizori, după cum urmează:
      (i) capacitate de extracţie pentru cantităţile din stocul minim constituit pentru segmentul reglementat şi pentru CPET (casnici şi producători de energie termică, numai pentru cantităţile de gaze naturale utilizate la producerea de energie termică în centralele de cogenerare şi în centralele termice destinate consumului populaţiei) din segmentul concurenţial/achiziţionate din înmagazinare de la alţi furnizori pentru îndeplinirea stocului minim pentru segmentul reglementat şi pentru CPET din segmentul concurenţial, la nivelul solicitărilor de extracţie;
      (ii) capacitate de extracţie pentru cantităţile din stocul minim constituit pentru NC (consumatori noncasnici) din segmentul concurenţial, la nivelul solicitărilor de extracţie;
      (iii) în cazul în care solicitările de extracţie ale furnizorilor şi producătorilor de energie termică depăşesc capacităţile tehnice de extracţie, acestea se alocă proporţional, în funcţie de ponderea stocului minim rămas în depozitele de înmagazinare subterană aferent fiecărui furnizor şi producător de energie termică care optează pentru achiziţia cantităţii de gaze naturale necesară pentru producerea energiei termice în centralele de cogenerare şi în centralele termice destinată consumului populaţiei direct de la producători în totalul obligaţiei de stoc minim şi, în cadrul stocului minim constituit de fiecare furnizor/furnizor mandatat în parte, în funcţie de structura aferentă celor două categorii, respectiv CPET şi NC;
    d) furnizorii care au constituit stocuri mai mari decât obligaţia de stoc minim, pentru cantităţile de gaze naturale ce depăşesc nivelul obligaţiei de stoc minim aferentă fiecărui furnizor în parte, clienţilor eligibili şi altor solicitanţi, la nivelul solicitărilor acestora - în cazul în care există suficientă capacitate de extracţie disponibilă după alocarea aferentă primelor niveluri de prioritate, respectiv proporţional cu ponderea stocului rămas în depozitele de înmagazinare subterană aferent fiecărui furnizor - în cazul în care capacitatea de extracţie rămasă este insuficientă.
    În cazul în care, după alocarea capacităţilor de extracţie conform prevederilor menţionate, rămâne capacitate de extracţie disponibilă, iar solicitările ulterioare depăşesc nivelul acesteia, capacitatea rămasă disponibilă se va aloca cu prioritate către operatorul SNT şi, ulterior, către CPET.

    i. Furnizarea gazelor naturale la clienţi finali - (calitatea comercială, calitatea gazelor naturale furnizate şi continuitatea în furnizarea gazelor naturale contractate)
    Prevedere legală: Ordinul ANRE nr. 42 din 12 decembrie 2012 pentru aprobarea Regulamentului privind furnizarea gazelor naturale la clienţi finali, cu modificările şi completările ulterioare
    Conform prevederilor Ordinul ANRE nr. 42 din 12 decembrie 2012, părţile din contractele de furnizare a gazelor naturale şi operatorii de sistem au obligaţia să ducă la îndeplinire prevederile ordinului, iar ANRE va urmări respectarea acestora. Regulamentul stabileşte relaţiile dintre furnizorul de gaze naturale şi clientul final privind contractarea şi condiţiile de furnizare a gazelor naturale, precum şi relaţiile conexe ale furnizorului cu operatorii de sistem referitoare la derularea contractului de furnizare a gazelor naturale.
    Furnizorul de gaze naturale este responsabil în relaţia cu clientul final pentru calitatea activităţii de furnizare a gazelor naturale, în conformitate cu prevederile contractului de furnizare. Calitatea activităţii de furnizare cuprinde: calitatea comercială, calitatea gazelor naturale furnizate şi continuitatea în furnizarea gazelor naturale contractate.
    Calitatea comercială reflectă relaţia dintre furnizorul de gaze naturale şi clientul său final în legătură cu serviciile aferente furnizării gazelor naturale.
    Furnizorul de gaze naturale are obligaţia să asigure clientului final calitatea tuturor serviciilor pe care le efectuează în relaţia cu acesta.
    Furnizorul de gaze naturale are obligaţia de a asigura clienţilor finali continuitatea în furnizare gazelor naturale contractate, cu excepţia clienţilor întreruptibili, conform prevederilor legale.
    Furnizorul de gaze naturale are obligaţia să asigure înmagazinarea gazelor naturale, conform reglementărilor ANRE, şi să încheie contracte de achiziţie a gazelor naturale, astfel încât să asigure acoperirea consumului clienţilor săi.
    Conform prevederilor Regulamentului privind furnizarea gazelor naturale la clienţi finali, întreruperile în furnizarea gazelor naturale pot fi:
    a) întreruperi planificate, situaţie în care furnizarea gazelor naturale la clienţii finali este întreruptă temporar, ca urmare a necesităţii efectuării de către operatorul de sistem a unor lucrări de întreţinere şi/sau reparaţii conform unui program planificat, cu notificarea prealabilă a clienţilor finali;
    b) întreruperi neplanificate, situaţie în care furnizarea gazelor naturale la clienţii finali este întreruptă temporar, ca urmare a unei situaţii de urgenţă sau altei cauze neplanificate;
    c) întreruperi pentru nerespectare de către client a obligaţiilor sale;

    j. Furnizarea de ultimă instanţă a gazelor naturale
    Prevedere legală:
    ● Legea nr. 123 din 2012, cu modificările şi completările ulterioare, (art. 144)
    ● Ordinul ANRE nr. 42 din 12 decembrie 2012 pentru aprobarea Regulamentului privind furnizarea gazelor naturale la clienţi finali, cu modificările şi completările ulterioare
    Furnizorul de ultimă instanţă este furnizorul desemnat de ANRE pentru a presta serviciul de furnizare în condiţii specifice reglementate.
    În situaţia retragerii licenţei de furnizare în cursul desfăşurării activităţii sau în orice altă situaţie identificată de ANRE în care clienţii finali nu au asigurată furnizarea gazelor naturale din nicio altă sursă, ANRE va desemna pentru clienţii finali în cauză un furnizor de ultimă instanţă, conform reglementărilor emise de ANRE.
    Furnizorul de ultimă instanţă are obligaţia de a asigura furnizare gazelor naturale clienţilor finali, în conformitate cu reglementările ANRE, la preţuri reglementate de ANRE.
    Furnizorul de ultimă instanţă 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 sursă.

    k. Obligaţiile producătorilor de gaze naturale
    Prevedere legală: art. 124 alin 1) din legea nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare
    Producătorii de gaze naturale au, în principal, obligaţia respectării următoarelor:
    a) să deţină autorizaţii pentru înfiinţarea conductelor de alimentare din amonte aferente activităţii de producţie a gazelor naturale;
    b) să asigure operarea conductelor de alimentare din amonte aferente producţiei de gaze naturale în condiţii de siguranţă, eficientă şi de protecţie a mediului;
    c) să asigure accesul terţilor la conductele de alimentare în condiţii nediscriminatorii, conform reglementărilor în vigoare;
    d) să desfăşoare activităţi conexe celei de operare a conductelor de alimentare din amonte, conform reglementărilor specific elaborate de ANRE, în limitele drepturilor conferite prin condiţiile de valabilitate asociate licenţei;
    e) să asigure odorizarea gazelor naturale conform reglementărilor în vigoare, pentru gazele naturale predate în punctele de predare-primire comercială a gazelor naturale către clienţii racordaţi direct în conductele din amonte, precum şi sistemele de distribuţie;
    Prevedere legală: norme metodologice de aplicare legea petrolului - legea nr. 238/2004
    Titularii acordurilor petroliere, care execută lucrări de dezvoltare şi exploatare, au următoarele obligaţii:
    a) să înceapă lucrările de dezvoltare şi exploatare numai pe rezerve confirmate şi pe baza studiilor tehnico-economice de exploatare întocmite în conformitate cu prevederile acordului petrolier şi avizate de ANRM;
    b) să respecte prevederile studiilor tehnico-economice de exploatare şi să întocmească programe anuale de exploatare pe care să le transmită spre avizare ANRM până la data de 31 decembrie a anului anterior celui la care se referă;
    c) să ţină evidenţa zilnică a cantităţilor de ţiţei, condensat şi de gaze extrase, pe sonde, zăcăminte şi perimetre de exploatare, în conformitate cu instrucţiunile tehnice emise de ANRM;
    d) să utilizeze numai tehnologiile de exploatare avizate de ANRM;
    e) să raporteze ANRM modificările importante ale comportării zăcămintelor în procesul de exploatare, în raport cu prevederile studiilor sau proiectelor tehnice de exploatare;
    f) să anunţe la ANRM producerea de erupţii libere la sonde în termen de 24 de ore;
    g) să solicite aprobarea ANRM pentru injectarea apelor reziduale în subsol, în cazul când aceasta se execută prin alte sonde decât cele prevăzute în studiul tehnico-economic avizat de ANRM;
    h) să abandoneze sondele de exploatare numai cu avizul ANRM şi cu luarea măsurilor de protecţie a zăcămintelor şi a suprafeţei.

    l. Obligaţiile operatorului transport şi de sistem
    Prevedere legală: art. 130, alin. 1) din legea nr. 123/2012
    Operatorul de transport şi de sistem are, în principal, obligaţia respectării următoarelor:
    a) 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;
    b) să întreţină, să reabiliteze, să modernizeze şi să dezvolte sistemul de transport în condiţii de siguranţă, de eficientă şi de protecţie a mediului;
    c) să realizeze, să întreţină şi să dezvolte un sistem informatic de monitorizare, comandă şi achiziţie de date, care să permită monitorizarea şi conducerea operativă a funcţionării sistemului de transport al gazelor naturale;
    d) să asigure accesul terţilor la sistemul de transport, conform reglementărilor specifice în condiţii nediscriminatorii, în limitele capacităţilor de transport şi cu respectarea regimurilor tehnologice;
    e) să asigure racordarea terţilor la sistemul de transport, conform reglementărilor specifice în condiţii nediscriminatorii, în limitele capacităţilor de transport şi cu respectarea regimurilor tehnologice;
    f) să desfăşoare activităţi conexe celei de operare a sistemului, conform reglementărilor specifice aprobate de ANRE, în limitele drepturilor conferite în condiţiile de valabilitate asociate licenţei;
    g) să elaboreze şi să aplice regimurile optime de transport şi de livrare pentru cantităţile de gaze naturale notificate de utilizatorii reţelei, pentru o anumită perioadă, conform contractelor încheiate;
    h) să elaboreze şi să actualizeze acordurile tehnice de exploatare în zona de graniţa şi să le transmită spre avizare ANRE, anterior intrării în vigoare;
    i) să întocmească bilanţul de gaze naturale intrate în sistem, şi respectiv, ieşite din sistem, conform reglementărilor ANRE;
    j) să deţină în depozitele subterane sau să asigure achiziţia de gaze, inclusiv din import, pentru cantităţile necesare operării şi asigurării echilibrului fizic al sistemului de transport, conform reglementărilor specifice aprobate de ANRE;
    k) să realizeze schimbul de informaţii cu alţi operatori de transport şi de sistem interconectaţi, cu operatorii de înmagazinare GNL, şi de distribuţie şi cu alţi colaboratori în domeniul energetic, cu respectarea reglementărilor ENTSO-G privind protocoalele de schimb de informaţii, rapoartele, structura şi procedurile de acces la bazele de date;
    l) să asigure alocarea capacităţilor pe conductele de interconectare;
    m) să asigure aplicarea regulilor privind managementul congestiilor, inclusiv pe conductele de interconectare, precum şi a normelor de atribuire a capacităţilor de pe aceste conducte.

    m. Obligaţiile operatorului de sistem de distribuţie
    Prevedere legală: art. 138, alin. 1) din legea nr. 123/2012
    Operatorul de sistem de distribuţie are, în principal, obligaţia respectării următoarelor:
    a) 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, iar operarea urmând să se desfăşoare în baza licenţei de distribuţie;
    b) să realizeze interconectări cu alte sisteme, după caz, şi să asigure capacitatea sistemului de distribuţie pe termen lung;
    c) să sigure racordarea terţilor la sistemul de distribuţie, conform unor reglementări specifice, în limitele capacităţilor de distribuţie şi cu respectarea regimurilor tehnologice;
    d) să urmărească şi să întocmească bilanţul de gaze naturale intrate şi, respectiv, ieşite din sistemul de distribuţie;
    e) să preia pentru o perioadă determinată, dar nu mai mult de 2 ani, la solicitarea şi conform reglementărilor ANRE, operarea unui sistem de distribuţie în cazul în care operatorul iniţial i-a fost retrasă licenţa de distribuţie sau a fost reziliat contractul de concesiune;
    f) să asigure echilibrul permanent al sistemului operat;
    g) să asigure condiţiile de securitate în alimentarea cu gaze naturale;
    h) să desfăşoare activităţi conexe celei de operare a sistemului, conform reglementărilor specifice elaborate de ANRE, în limitele stabilite prin condiţiile de valabilitate asociate licenţei;
    i) să elaboreze şi să trimită ANRE planurile de investiţii pe 5 ani ale sistemelor pe care le operează; aceste planuri se actualizează anual de către operator până la sfârşitul lunii decembrie şi se aprobă de către ANRE;

    n. Obligaţiile furnizorului de gaze naturale
    Prevedere legală: art. 143, alin. 1) din legea nr. 123/2012
    Furnizorul de gaze naturale are, în principal, obligaţia respectării următoarelor:
    a) să încheie contracte de achiziţie a gazelor naturale, astfel încât să asigure acoperirea consumului pentru clienţii săi;
    b) să plătească contravaloarea gazelor naturale achiziţionate, conform contractelor încheiate;
    c) să desfăşoare activitatea de furnizare a gazelor naturale pe bază de contracte comerciale încheiate conform reglementărilor ANRE;
    d) să respecte standardele de performanţă pentru activitatea de furnizare a gazelor naturale;
    e) să pună prompt la dispoziţia clienţilor finali datele relevante privind consumul, utilizând la cererea acestora formatul de prezentare uşor de înţeles, armonizat la nivel naţional, stabilit de către ANRE;
    f) să permită clienţilor, în mod gratuit, schimbarea efectivă a furnizorului de gaze naturale în termen de 21 de zile de la data solicitării şi să transmită acestora decontul final de lichidare, în termen de 42 de zile de la data schimbării furnizorului;
    g) să transmită clienţilor finali informaţii transparente privind preţurile/tarifele practicate, după caz, precum şi privind condiţiile generale de acces şi de utilizare a serviciilor oferite de către acesta;
    h) să nu utilizeze practici comerciale incorecte său înşelătoare;
    i) 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;
    j) să înmagazineze gaze naturale la nivelurile necesare pentru asigurarea continuităţii în alimentarea cu gaze naturale a clienţilor săi, în conformitate cu prevederile legale în vigoare.

    o. Obligaţiile clienţilor finali
    Prevedere legală: art. 145 din legea nr. 123/2012
    Clienţii finali au obligaţia să achite facturile reprezentând contravaloarea serviciilor prestate de către furnizorul/operatorul sistemului, în termenul şi în condiţiile prevăzute în contractul încheiat cu acesta.
    Pentru neîndeplinirea obligaţiilor contractuale, altele decât obligaţia de plată a clientului final, partea în culpă plăteşte celeilalte părţi daune-interese până la acoperirea integrală a prejudiciului cauzat, în conformitate cu prevederile stipulate în contract.
    În cazul intervenţiei asupra unui sistem din sectorul gazelor naturale, inclusiv asupra unei instalaţii de utilizare, care pune în pericol siguranţa alimentării cu gaze naturale, operatorul sistemului/instalaţiei este îndreptăţit să întrerupă alimentarea, în conformitate cu reglementările specifice ale ANRE. În cazul constatării, conform prevederilor legale în vigoare, a unor acţiuni menite să denatureze în orice fel indicaţiile echipamentelor de măsurare sau să sustragă gaze naturale prin ocolirea echipamentelor de măsurare, furnizorul este îndreptăţit să solicite clientului final constituirea de garanţii financiare pentru o perioadă de consum echivalent de maximum un an. Refuzul constituirii acestor garanţii dă dreptul furnizorului să solicite operatorului de transport/distribuţie întreruperea alimentării clientului final.

    p. Obligaţiile producătorilor de energie electrică şi termică
    Prevedere legală: art. 28 din legea nr. 123/2012
    Producătorul de energie electrică are, în principal, obligaţia respectării următoarelor:
    a) să asigure livrările de energie electrică şi serviciile tehnologice de sistem, cu respectarea condiţiilor impuse prin licenţe, clauze contractuale şi reglementări în vigoare;
    b) în cazul unităţilor dispecerizabile să oferteze întreaga putere electrică disponibilă pe piaţa de echilibrare, definită conform reglementărilor emise de autoritatea competenţa;
    c) să oferteze public şi nediscriminatoriu pe piaţa concurenţială întreaga energie electrică disponibilă;
    d) să oferteze nediscriminatoriu serviciile tehnologice de sistem;
    e) să nu transmită la operatorul de transport şi de sistem notificări fizice în dezechilibru negativ faţă de contractele pe care le au încheiate, cu excepţia producătorilor care beneficiază de scheme de sprijin, conform prevederilor prezentului titlu;
    f) să menţină o rezervă de combustibil la un nivel suficient sau, după caz, o rezervă suficientă de apă, pentru îndeplinirea obligaţiilor de producţie şi furnizare continuă a energiei electrice, prevăzute de reglementările în vigoare;
    g) să se conformeze, din punct de vedere operativ, cerinţelor operatorului de transport şi de sistem şi să înfiinţeze, după caz, trepte proprii de conducere operativă;
    h) să transmită ANRE un raport anual de activitate, conform reglementărilor în vigoare, chiar în condiţiile în care nu deţine licenţa de producere sau capacităţile sunt transferate altui operator economic.
    Măsurile pentru realizarea stocurilor de siguranţă ale Sistemului Electroenergetic Naţional în ceea ce priveşte combustibilii pentru perioada sezonului rece şi volumul de apă din lacurile de acumulare, denumit Programul de iarnă în domeniul energetic pentru asigurarea funcţionării în condiţii de siguranţă şi stabilitate a Sistemului Electroenergetic Naţional în perioada sezonului rece, precum şi alte măsuri privind nivelul de siguranţă şi securitate în funcţionare a Sistemului Electroenergetic Naţional sunt stabilite prin Hotărâre a Guvernului României.
    Pentru perioada 1 ianuarie-31 martie 2016, Programul de iarnă în domeniul energetic pentru asigurarea funcţionării în condiţii de siguranţă şi stabilitate a Sistemului Electroenergetic Naţional în perioada sezonului rece, precum şi alte măsuri privind nivelul de siguranţă şi securitate în funcţionare a Sistemului Electroenergetic Naţional a fost aprobat prin Hotărârea Guvernului României nr. 1019/2015.
    În conformitate cu prevederile Hotărârii Guvernului României nr. 1019/2015:
    ● serviciul tehnologic de sistem "rezervă terţiară lentă" se achiziţionează în regim reglementat de către Compania Naţională de Transport al Energiei Electrice "Transelectrica" - S.A., în calitate de operator de transport şi sistem, de la producătorii prevăzuţi în anexa la Hotărârea de Guvern;
    ● Societatea Naţională de Transport Gaze Naturale "Transgaz" - S.A. împreună cu Compania Naţională de Transport al Energiei Electrice "Transelectrica" - S.A. întocmesc un plan comun de măsuri privind asigurarea funcţionării centralelor electrice care consumă gaze naturale, în condiţii de scădere a presiunii gazelor naturale pentru perioada 1 ianuarie - 29 februarie 2016, plan care este prezentat, spre informare Ministerului Energiei;
    ● pentru situaţiile previzibile de creştere a consumului şi de scădere a cantităţilor importate de gaze naturale, pornirea grupurilor cu funcţionare pe combustibil alternativ, respectiv pe păcură, se va asigura din timp, pentru a preveni dezechilibrarea Sistemului Naţional de Transport Gaze Naturale, cu informarea prealabilă a Autorităţii Naţionale de Reglementare în domeniul Energiei;
    ● autorităţile administraţiei publice prevăzute în anexa la hotărâre duc la îndeplinire, potrivit competenţelor, prevederile programului aprobat, cu respectarea prevederilor legale în vigoare.
    Stocurile constituite până la sfârşitul lunii decembrie 2015, pentru perioada 1 ianuarie-31 martie 2016, pentru buna desfăşurare a activităţii în această perioadă, în conformitate cu prevederile Hotărârii Guvernului României nr. 1019/2015, sunt:



┌─────────────┬────────────────────────────────────────┬──────────┬─────────────────────────────┐
│Combustibil/ │- Lignit                                │ mii tone │                    1.377,197│
│     apă     ├────────────────────────────────────────┼──────────┼─────────────────────────────┤
│             │- Huilă                                 │ mii tone │Stocurile necesare pentru    │
│             │                                        │          │îndeplinirea obligaţiilor    │
│             │                                        │          │izvorâte din Hotărârea de    │
│             │                                        │          │Guvern nr. 138/2013 privind  │
│             │                                        │          │adoptarea unor măsuri pentru │
│             │                                        │          │siguranţa alimentării cu     │
│             │                                        │          │energie electrică, cu        │
│             │                                        │          │modificările şi completările │
│             │                                        │          │ulterioare                   │
│             ├────────────────────────────────────────┼──────────┼─────────────────────────────┤
│             │- Păcură                                │ mii tone │                      143,221│
│             ├────────────────────────────────────────┼──────────┼─────────────────────────────┤
│             │- Volum de apa în lacuri - grad de      │          │                             │
│             │umplere                                 │    %     │                    40,0 ***)│
│             ├────────────────────────────────────────┼──────────┼─────────────────────────────┤
│             │- Energie electrică echivalentă         │          │                             │
│             │în lacuri                               │ mii MWh  │                    1.178,049│
│             ├────────────────────────────────────────┼──────────┼─────────────────────────────┤
│             │- Volum gaze înmagazinate (la sfârşitul │          │                             │
│             │ciclului de înmagazinare) *), **)       │ mld.Nmc  │                        1,700│
└─────────────┴────────────────────────────────────────┴──────────┴─────────────────────────────┘

──────────
    *) Stoc activ
    **) Stoc minim obligatoriu, potrivit Ordinului ANRE nr. 15/2015
    ***) Valoare minimală
──────────

    8. Informaţii privind interconectările prezente, accesul transfrontalier la instalaţiile de stocare, fluxurile transfrontaliere, capacitatea fizică de a transporta gazele în ambele direcţii
    a. Interconectări prezente
    În prezent importul de gaze naturale în România se realizează prin trei puncte de interconectare transfrontalieră:

    i. Orlovka (UA) - Isaccea (RO)
    Dn = 1000 mm
    Capacitate = 8,6 mld.mc/an
    Pmax = 70 bar

    ii. Tekovo (UA) - Medieşu Aurit (RO)
    Dn = 700 mm
    Capacitate = 4,0 mld.mc/an
    Pmax = 70 bar

    iii. Szeged (HU) - Arad (RO)
    Dn = 700 mm
    Capacitate = 1,75 mld.mc/an
    Pmax = 63 bar

    Notă:
    În acest punct de interconectare (Arad RO - Szeged HU), începând cu data de 1 noiembrie 2014, capacitatea de curgere bidirecţională este asigurată la următorii parametrii: presiune 20 bari, capacitate transport fermă 10.000 mc/h şi capacitate întreruptibilă de transport de 40.000 mc/h.

    b. Capacitatea de stocare
    În tabelul de mai jos sunt prezentate capacităţile de înmagazinare din România şi operatorii acestor capacităţi de stocare:


┌──────────────────────┬───────────────────────┬──────────────────────┐
│       Depozit        │      Operator         │ Capacitate utilă de  │
│                      │                       │ înmagazinare/mil mc  │
├──────────────────────┼───────────────────────┼──────────────────────┤
│  Bilciureşti         │      Romgaz           │        1.310         │
├──────────────────────┼───────────────────────┼──────────────────────┤
│  Urziceni            │      Romgaz           │          360         │
├──────────────────────┼───────────────────────┼──────────────────────┤
│  Balaceanca          │      Romgaz           │           50         │
├──────────────────────┼───────────────────────┼──────────────────────┤
│  Sărmăşel            │      Romgaz           │          800         │
├──────────────────────┼───────────────────────┼──────────────────────┤
│  Gherceşti           │      Romgaz           │          150         │
├──────────────────────┼───────────────────────┼──────────────────────┤
│  Cetatea de Baltă    │      Romgaz           │          100         │
├──────────────────────┼───────────────────────┼──────────────────────┤
│  Tg. Mureş           │     Depomureş         │          300         │
├──────────────────────┼───────────────────────┼──────────────────────┤
│  TOTAL               │        -              │        3.070         │
└──────────────────────┴───────────────────────┴──────────────────────┘

    c. Potenţialul maxim şi mediu de extracţie din depozitele de înmagazinare subterană a gazelor naturale
    Potenţialul maxim la extracţie gaze din depozitele de înmagazinare subterană a gazelor naturale operate de Romgaz, la începutul ciclului de extracţie, a fost de 28 mil. mc/zi.
    Potenţialul maxim la extracţie gaze din depozitul de înmagazinare subterană a gazelor naturale operate de Depomures, la începutul ciclului de extracţie, a fost de 2 mil. mc/zi.
    Potenţialul mediu de extracţie a gazelor din depozitele de înmagazinare subterană a gazelor naturale, este de 18 mil. mc/zi.

    d. Proiecte de înfiinţare de noi depozite de înmagazinare şi dezvoltare a capacităţilor de înmagazinare
    Depozit subteran de gaze naturale GHERCEŞTI - etapa II
    Obiectivele proiectului:
    ● creşterea siguranţei în aprovizionarea cu gaze în România şi regiunea Europei de SE, prin asigurarea unui volum mai mare de gaze înmagazinate;
    ● creşterea capacităţii de extracţie zilnică şi mărirea flexibilităţii în livrarea gazelor naturale;
    ● diminuarea dependenţei de importurile de gaze naturale pe timp de iarnă;
    ● contribuţie la îndeplinirea regulii N-1 la nivel regional în conformitate cu art. 6(3) din Regulamentul UE 994/2010.
    Contribuţia proiectului la securitatea energetică regională, europeană: poate contribui major la creşterea capacităţii de înmagazinare în Europa de SE prin conectarea depozitului Gherceşti la "Coridorul Bulgaria-România-Ungaria-Austria", proiect aflat în Planul de dezvoltare a S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. Mediaş, care constă în construirea etapizată a unei conducte noi de transport gaze naturale între Nodul tehnologic Podişor şi SMG Horia.
    Piaţa ţintă a proiectului: piaţă internă şi regională
    Depozit subteran de gaze naturale MOLDOVA
    Obiectivele proiectului:
    ● creşterea siguranţei în aprovizionarea cu gaze în România şi regiunea Europei de SE, prin asigurarea unui volum mai mare de gaze înmagazinate;
    ● creşterea capacităţii de extracţie zilnică;
    ● mărirea flexibilităţii în livrarea gazelor naturale;
    ● diminuarea dependenţei de importurile de gaze naturale pe timp de iarnă;
    ● contribuţie la îndeplinirea regulii N-1 la nivel regional în conformitate cu art 6 (3) din Regulamentul UE nr. 994/2010.
    Contribuţia proiectului la securitatea energetică regională, europeană: va asigura creşterea securităţii energetice în România şi Europa de SE prin conectarea acestuia la zonele de consum interne care prezintă deficit de aprovizionare în prezent, astfel fiind disponibilizate cantităţi de gaze pentru utilizarea pe alte direcţii de consum. Proiectul va avea şi o contribuţie în aprovizionarea pe piaţa regională, în Republica Moldova, ţară asociată la UE, prin interconectorul Iaşi - Ungheni.
    Piaţa ţintă a proiectului: internă şi/sau regională
    Creşterea capacităţii de înmagazinare subterană a gazelor în zăcămintele Bgl. VI+VII Sărmăşel etapa II
    Obiectivele proiectului:
    ● creşterea siguranţei în aprovizionarea cu gaze în România şi regiunea Europei de SE, prin asigurarea unui volum mai mare de gaze înmagazinate;
    ● creşterea capacităţii de extracţie zilnică şi mărirea flexibilităţii în livrarea gazelor naturale;
    ● diminuarea dependenţei de importurile de gaze naturale pe timp de iarnă contribuţie la îndeplinirea regulii N-1 la nivel regional în conformitate cu art 6 (3) din Regulamentul UE 994/2010
    Contribuţia proiectului la securitatea energetică regională, europeană: poate contribui major la creşterea capacităţii de înmagazinare în Europa de SE prin conectarea depozitului Sărmăşel prin intermediul Culoarului 3 Nord - Sud la "Coridorul Bulgaria-România-Ungaria-Austria", proiect aflat în Planul de dezvoltare a S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A., care constă în construirea etapizată a unei conducte noi de transport gaze naturale între Nodul tehnologic Podişor şi SMG Horia.
    Piaţa ţintă a proiectului: piaţa internă şi regională

    e. Accesul la instalaţiile de stocare
    Accesul la depozitele de înmagazinare subterană gaze naturale se realizează conform "Regulamentului privind accesul reglementat la depozitele de înmagazinare subterană a gazelor naturale", aprobat prin Decizia ANRE nr. 824 din 9 iunie 2004.
    Regulamentul se aplică operatorilor de înmagazinare, şi solicitanţilor de acces la depozite, care pot fi:
    a) producători de gaze naturale;
    b) agenţi economici licenţiaţi de ANRE pentru transportul gazelor naturale;
    c) agenţi economici licenţiaţi de ANRE pentru furnizarea gazelor naturale;
    d) consumatori eligibili de gaze naturale acreditaţi de ANRE;
    e) altor solicitanţi.
    Acordarea accesului la depozite dă dreptul solicitanţilor de a rezerva o capacitate de depozitare şi de a beneficia de prestarea serviciului de înmagazinare.
    Solicitarea accesului se face în baza unei cereri scrise, adresată operatorilor de înmagazinare, însoţită de documentele justificative, conform metodologiei cuprinse în regulament.
    Operatorii de înmagazinare acordă accesul solicitanţilor, după următoarele criterii:
    ● ordinea de prioritate:
    1. operatorului SNT - pentru cantităţile de gaze naturale necesare asigurării permanente a echilibrului fizic al SNT;
    2. producătorilor - pentru cantităţile de gaze naturale necesare desfăşurării proceselor tehnologice;
    3. furnizorilor, titulari ai licenţelor de distribuţie - pentru cantităţile de gaze naturale necesare realizării serviciului public obligatoriu;
    4. consumatorilor eligibili - pentru cantităţile de gaze naturale necesare asigurării consumului propriu, furnizorilor de pe piaţa angro, altor solicitanţi;
    ● "primul venit - primul servit": în cadrul fiecărui nivel de prioritate, operatorii de înmagazinare vor realiza alocarea capacităţilor în ordinea înregistrării cererilor.
    În funcţie de criteriile "ordinea de prioritate" şi "primul venit - primul servit", operatorii de înmagazinare efectuează alocarea capacităţilor de înmagazinare în depozite, în ordinea crescătoare a tarifelor reglementate aferente acestora.
    ANRE, la solicitarea justificată a agenţilor economici aprobă cantităţile de gaze naturale pentru care aceştia se încadrează la ordinea de prioritate respectivă.

    9. Măsuri referitoare la necesitatea de a dezvolta interconectările între statele membre învecinate şi posibilitatea de a diversifica rute şi surse de aprovizionare, dacă este fezabil, în vederea asigurării aprovizionării cu gaze pentru toţi consumatorii
    a. Proiectul AGRI
    Proiectul AGRI a fost iniţiat pentru a permite transportul gazelor din zăcămintele aflate în zona Mării Caspice, traversând, prin conducte, teritoriul Azerbaidjanului şi Georgiei către un terminal de lichefiere pe ţărmul georgian al Mării Negre, de-a lungul Mării Negre folosind metaniere către un terminal de regazificare pe ţărmul românesc şi transportate ulterior, prin conducte, pe teritoriul României şi Ungariei, cu posibilităţi de conectare la sistemele de transport gaze din alte state membre ale UE. Traseul propus de proiectul AGRI, permite accesul la noi surse de gaze din zona Mării Caspice unde, pe lângă gazele din Azerbaidjan, există posibilitatea conectării la surse de gaze din Turkmenistan precum şi din Kazahstan, contribuind astfel la o semnificativă diversificare a surselor de aprovizionare cu gaze a UE.
    Volumul maxim, avut în vedere de studiul de fezabilitate al proiectului, pentru a fi transportat în cazul implementării acestui proiect, este de 8 mld. m.c./an.
    Piaţa de desfacere a gazelor: România şi Ungaria, ca pieţe primare, precum şi Serbia, Croaţia, Bulgaria, Moldova, şi Ucraina, ca pieţe secundare.
    b. Interconectare România - Bulgaria (Giurgiu - Ruse)
    Lucrările la această interconectare sunt în desfăşurare, iar în momentul punerii în funcţiune, parametrii tehnici ce pot fi asiguraţi pe cele două sensuri de curgere sunt:
    - România - Bulgaria: capacitate - 0,5 mld.mc/an; presiune
    - Bulgaria - România: capacitate - 1,5 mld.mc/an; presiune
    Capacitatea maximă bidirecţională va fi obţinută până la sfârşitul 2019.
    c. Proiect accesoriu reverse flow pe interconectarea România Ungaria

──────────
    *) Notă CTCE:
    Harta se găseşte în Monitorul Oficial al României, Partea I, Nr. 34 bis din 18 ianuarie 2016 la pagina 33 (a se vedea imaginea asociată).
──────────

    Proiectul face parte din coridorul central ce va fi dezvoltat pe teritoriul României, având scopul de a dubla capacitatea transfrontalieră dintre sistemele României şi Ungariei. Proiectul implică construirea unei noi conducte de transport gaze naturale, pe culoarul Bacia - Haţeg - Horia, în lungime de aproximativ 220 km şi a două noi staţii de comprimare gaze naturale amplasate de-a lungul traseului (SC Haţeg şi SC Horea).
    Costul estimat al investiţiei este de aproximativ 190 mil euro, cu termen de realizare 2023.
    Proiectul contribuie în mod semnificativ la creşterea gradului de interconectare a pieţelor din România, Ungaria şi Austria având o contribuţie deosebită la diversificarea surselor de aprovizionare.

    d. Interconectarea între sistemul naţional de transport gaze naturale cu sistemul de transport internaţional şi asigurarea curgerii reversibile la Issacea

──────────
    *) Notă CTCE:
    Harta se găseşte în Monitorul Oficial al României, Partea I, Nr. 34 bis din 18 ianuarie 2016 la pagina 33 (a se vedea imaginea asociată).
──────────

    Prin implementarea acestui proiect se vor putea asigura fluxuri bidirecţionale permanente între SNT şi firul 1 de tranzit, în condiţii normale de funcţionare. Astfel, vor putea fi îndeplinite cerinţele impuse statelor membre prin regulamentele europene privind siguranţa în aprovizionare şi liberalizarea accesului terţilor la reţelele de transport gaze naturale, proiectul contribuind în mod semnificativ la creşterea gradului de interconectivitate dintre pieţele României şi Bulgariei, precum şi la îmbunătăţirea siguranţei în aprovizionare.
    Proiectul presupune următoarele lucrări:
    ● modernizare şi amplificarea staţiei de comprimare Siliştea
    ● modernizare şi amplificarea staţiei de comprimare Oneşti
    ● modificări în interiorul staţiei de măsurare Isaccea
    ● reabilitarea tronsoanelor de conductă Cosmeşti - Oneşti şi Siliştea - Şendreni
    Valoarea estimată a proiectului este de 65 de milioane Euro, iar lucrările de execuţie se preconizează a fi finalizate în trimestrul I 2018.

    e. Dezvoltarea pe teritoriul României a SNT pe coridorul Bulgaria-România-Ungaria-Austria (BRUA)

──────────
    *) Notă CTCE:
    Harta se găseşte în Monitorul Oficial al României, Partea I, Nr. 34 bis din 18 ianuarie 2016 la pagina 34 (a se vedea imaginea asociată).
──────────

    Ţinând cont de perspectiva materializării unor noi proiecte care vizează diversificarea rutelor de transport gaze naturale din regiunea Mării Caspice înspre Europa Centrală, precum şi a unor noi surse de gaze naturale în perimetrele off-shore din Marea Neagră, operatorul sistemului de transport îşi propune construirea unui nou coridor de transport gaze naturale care să asigure valorificarea volumelor de gaze naturale aferente acestor surse pe piaţa românească şi europeană şi posibilitatea curgerii fizice bidirecţionale permanente pe interconectările cu Bulgaria şi Ungaria.
    Acest proiect presupune dezvoltarea unei capacităţi de transport gaze naturale între punctele existente de interconectare cu sistemele de transport gaze naturale din Bulgaria (la Giurgiu) şi Ungaria (Csanadpalota) prin construirea unei noi conducte, în lungime totală de aproximativ 550 de km, pe culoarul Giurgiu-Podişor-Corbu-Hurezani-Haţeg-Recaş-Horia şi a trei staţii de comprimare amplasate pe traseul conductei.
    Conform planului de dezvoltare avut în vedere de Transgaz, proiectul are drept rezultat asigurarea posibilităţii fizice de curgere bidirecţională permanentă între interconectările cu Bulgaria şi Ungaria. La finalizarea proiectului va putea fi asigurată o capacitate maximă de transport de gaze naturale de 1,5 miliarde mc/an spre Bulgaria, respectiv de 4,4 miliarde mc/an înspre Ungaria.
    Termenul de implementare a proiectului este anul 2019, iar valoarea estimată se ridică la 560 milioane Euro.

    f. Dezvoltarea pe teritoriul României a coridorului sudic de preluare a gazelor din Marea Neagră (conductă ţărmul Mării Negre - Podişor)

──────────
    *) Notă CTCE:
    Harta se găseşte în Monitorul Oficial al României, Partea I, Nr. 34 bis din 18 ianuarie 2016 la pagina 35 (a se vedea imaginea asociată).
──────────

    Având în vedere resursele de gaze naturale recent identificate în Marea Neagră, precum şi importanţa valorificării acestora pe pieţe central europene, operatorul sistemului de transport are în vedere crearea infrastructurii necesare pentru accesul pieţelor central-europene la rezervele de gaze naturale din Marea Neagră.
    Proiectul este de o importanţă deosebită la nivel european prin prisma contribuţiei sale la diversificarea surselor de aprovizionare şi prin faptul că oferă acces la o sursă europeană printr-o rută ce traversează exclusiv ţări ale UE.
    Importanţa proiectului la nivelul UE constă în posibilitatea dirijării gazelor naturale offshore spre Bulgaria şi Ungaria prin interconectările existente Giurgiu - Ruse (cu Bulgaria) şi Arad - Szeged (cu Ungaria).
    Finalizarea acestui proiect este estimată pentru anul 2019-2020, iar investiţiile se ridică la aproximativ 250 mil euro.

    g. Proiect privind dezvoltări ale SNT în zona de Nord-Est a României în scopul îmbunătăţirii aprovizionării cu gaze naturale a azonei precum şi a asigurării capacităţii de transport spre Republica Moldova
    Având în vedere necesitatea îmbunătăţirii alimentării cu gaze naturale a regiunii de nord-est a României şi ţinând seama de perspectiva oferită de noua conductă de interconectare dintre România şi Republica Moldova de a oferi capacitate de transport spre Republica Moldova, sunt necesare o serie de dezvoltări în sistemul românesc de transport gaze naturale astfel încât să poată fi asiguraţi parametrii tehnici adecvaţi acestor cerinţe.
    Etapa I - conducta de transport gaze naturale Gherăieşti - Leţcani
    Etapa II - dezvoltarea capacităţii de transport în SNT în vederea asigurării fluxului de gaze naturale pe direcţia România-Republica Moldova (construirea a două staţii de comprimare - Oneşti şi Gherăieşti şi construirea conductei de transport gaze naturale Oneşti - Gherăeşti).
    Prin realizarea acestui proiect, va putea fi asigurată o capacitate de transport de 1,5 miliarde mc/an în punctul de interconectare dintre sistemele de transport ale României şi Republicii Moldova.
    Interconectorul România - Republica Moldova (Iaşi-Ungheni) este funcţional începând cu data de 27 august 2014 şi are o capacitate de funcţionare de 1,5 mld mc/an.

    10. Concluzii
    În România, furnizarea de gaze naturale pentru consumatorii protejaţi este garantată şi, pe cale de consecinţă, asigurată, chiar şi în condiţiile apariţiei scenariilor de risc prezentate la punctul 4.
    În cazul unei cereri excepţional de mari sau al unei întreruperi semnificative a furnizării sau al unei afectări semnificative a situaţiei livrărilor şi în cazul în care toate măsurile bazate pe mecanismele pieţei au fost implementate, dar oferta de gaze este insuficientă pentru a satisface cererea rămasă neacoperită a consumatorilor protejaţi, în scopul de garanta aprovizionarea cu gaze naturale a consumatorilor protejaţi, în România vor fi adoptate măsurile prevăzute de Planul de Urgenţă pentru nivelul de urgenţă în cadrul situaţiilor de criză.

    11. Glosar de termeni
    Autoritate Competentă - ME, prin intermediul Serviciului Autoritate Competentă
    Regulamentul UE nr. 994/2010 - Regulamentul UE nr. 994/2010 al Parlamentului European şi al Consiliului din 20 octombrie 2010 privind măsurile de garantare a securităţii aprovizionării cu gaze naturale şi de abrogare a Directivei 2004/67/CE a Consiliului
    ME - Ministerului Energiei
    Legea nr. 123/2012 - legea energiei electrice şi a gazelor naturale, publicată în Monitorul oficial al României din data de 19 iulie 2012, cu modificările şi completările ulterioare
    ANRE - Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei
    ANRM - Agenţia Naţională pentru Resurse Minerale
    SNT - Sistemul Naţional de Transport
    CPET - clienţii casnici şi producătorii de energie termică, numai pentru cantitatea de gaze naturale utilizată la producerea de energie termică în centralele de cogenerare şi în centralele termice, destinată consumului populaţiei
    CE - Comisia Europeană
    NC - clienţi noncasnici
    UR - utilizator reţea sistem de transport gaze naturale

                                      -----

Newsletter GRATUIT

Aboneaza-te si primesti zilnic Monitorul Oficial pe email

Tags: Monitorul Oficial, Acte Monitorul Oficial, Plan, Alte Institutii, PLAN din 7 ianuarie 2016

Comentarii

Fii primul care comenteaza.

MonitorulJuridic.ro este un proiect:

Atentie, Juristi!

5 modele 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 Contracte Civile si Acte Comerciale - conforme cu Noul Cod civil si GDPR"

﻿ PLAN din 7 ianuarie 2016 de acţiuni preventive (Anexa 1)*)

Comentarii

Atentie, Juristi!

PLAN din 7 ianuarie 2016 de acţiuni preventive (Anexa 1)*)