Comunica experienta
MonitorulJuridic.ro
Email RSS Trimite prin Yahoo Messenger pagina:   PLAN DE ACŢIUNI PREVENTIVE din 25 ianuarie 2019  privind măsurile de garantare a securităţii aprovizionării cu gaze naturale    Twitter Facebook
Cautare document

 PLAN DE ACŢIUNI PREVENTIVE din 25 ianuarie 2019 privind măsurile de garantare a securităţii aprovizionării cu gaze naturale

EMITENT: Guvernul
PUBLICAT: Monitorul Oficial nr. 95 bis din 6 februarie 2019
──────────
        Aprobat prin Hotărârea Guvernului nr. 32/2019 publicată în Monitorul Oficial al României, Partea I nr. 95 din 06 februarie 2019
──────────
    *1) Conform art. 8 alin. (12) din Regulamentul (UE) nr. 1938/2017, Planul de urgenţă elaborat în temeiul Regulamentului (UE) nr. 994/2010, actualizat în conformitate cu regulamentul respectiv, rămâne în vigoare până la data stabilirii iniţiale a planurilor de acţiuni preventive şi a planurilor de urgenţă menţionate la alin. (1) al acestui articol.

    Cuprins
    1. Introducere
    2. Cadru legal
    3. Rezultatele Evaluării Riscurilor
    4. Matricea Riscurilor
    4.1. Scenarii de risc
    4.2. Standarde privind infrastructura

    5. Măsurile de garantare a securităţii aprovizionării cu gaze naturale în România
    5.1. Definirea clientului protejat în legislaţia naţională
    5.2. Consumul de gaze naturale în România

    6. Măsuri reglementate de prevederi legale, necesare asigurării securităţii aprovizionării cu gaze naturale
    7. Informaţii privind starea sistemului gazier naţional
    8. Măsuri referitoare la diversificarea surselor
    9. Autoritatea Competentă
    10. Concluzii
    11. Glosar de termeni
    1. Introducere
        Planul de Acţiuni Preventive a fost elaborat de Autoritatea Competentă în temeiul art. 8, alin. (12) din Regulamentul (UE) nr. 1938/2017, în baza consultărilor cu principalii actori de pe piaţa gazelor naturale din România. Atribuţia punerii în aplicare a măsurilor prevăzute de Regulamentul (UE) nr. 1938/2017 revine Ministerului Energiei, în calitate de Autoritate Competentă, potrivit prevederilor Cap. II art. 102 din Legea energiei şi a gazelor naturale nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare.
        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 pentru anul 2017 rezultând valoarea de 104,1%. 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, ca efect al unor temperaturi extrem de scăzute la nivelul întregii ţări sau în zone însemnate ale ţării.*2)
        *2) Temperatura minimă, mediată pe 7 zile consecutive, cu probabilitatea de revenire de o dată la 20 de ani, este în România de -19,0725°C (sursă: Ministerul Mediului, Administraţia Naţională de Meteorologie).


    2. Cadru legal
        Conform prevederilor art. 8 alin. (2) ale Regulamentului (UE) nr. 1938/2017, Autoritatea competentă a fiecărui stat membru, în urma consultării întreprinderilor din sectorul gazelor naturale, a organizaţiilor relevante reprezentând interesele clienţilor casnici şi industriali de gaze, inclusiv a producătorilor de energie electrică, a operatorilor de transport şi de sistem de energie electrică şi, în cazul în care aceasta este diferită de autoritatea competentă, a autorităţii naţionale de reglementare stabileşte:
    a) un plan de acţiuni preventive conţinând măsurile necesare pentru a elimina sau a atenua riscurile identificate, inclusiv efectele măsurilor în favoarea eficienţei energetice şi ale măsurilor axate pe cerere analizate în evaluările comună şi naţională ale riscurilor şi în conformitate cu art. 9;
    b) un plan de urgenţă conţinând măsurile care trebuie luate pentru a elimina sau a atenua impactul unei perturbări a furnizării de gaze, în conformitate cu art. 10.

        De asemenea, conform considerentului (63) din Regulamentului (UE) nr. 1938/2017, pentru a evita insecuritatea juridică, planurile de acţiuni preventive şi planurile de urgenţă elaborate în temeiul Regulamentului nr. 994/2010 ar trebui să rămână în vigoare până la data primei adoptări a noilor planuri de acţiuni preventive şi a noilor planuri de urgenţă elaborate în temeiul prezentului Regulament în vigoare.
        Astfel, prezentul Plan de acţiuni preventive conţine datele şi informaţiile stipulate de Regulamentul (UE) nr. 994/2010, după cum urmează:
    a) rezultatele evaluării riscurilor prevăzute la art. 9;
    b) măsurile, volumele, capacităţile şi timpul necesar pentru îndeplinirea standardelor privind infrastructura şi aprovizionarea, prevăzute la art. 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 art. 6 alin. (2), identificarea infrastructurii unice principale de gaze de interes comun în cazul aplicării art. 6 alin. (3), precum şi orice standard privind suplimentarea ofertei în conformitate cu art. 8 alin. (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 art. 4, alin. (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.

        Conform art. 9 alin. (3) din Regulamentul (UE) nr. 1938/2017, potrivit principiului continuităţii şi în baza prevederilor art. 5, alin. (3) din Regulamentului (UE) nr. 994/2010, Planul de acţiuni preventive se bazează în primul rând pe măsurile de piaţă, nu impune o sarcină excesivă întreprinderilor din sectorul gazelor naturale şi nici nu afectează în mod negativ funcţionarea pieţei interne a gazelor.
        Principalele acte normative din legislaţia naţională avută în vedere la elaborarea acestui plan sunt:
    - Legea energiei electrice şi a gazelor naturale nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare;
    – Ordinul ANRE nr. 16/2013 - privind aprobarea Codului reţelei pentru Sistemul naţional de transport al gazelor naturale, cu modificările şi completările ulterioare;
    – Ordinul ANRE nr. 29/2016 - pentru aprobarea Regulamentului privind furnizarea gazelor naturale la clienţii finali;
    – Ordinul ANRE nr. 35/2016 - pentru aprobarea Metodologiei privind determinarea anuala a stocului minim de gaze naturale pentru titularii licenţelor de furnizare gaze naturale;
    – Ordinul ANRE nr. 36/2016 - privind stabilirea modalităţii de determinare anuală a nivelului stocului minim de gaze naturale pentru titularii licenţelor de operare a sistemelor de transport al gazelor naturale
    – Decizia nr. 1.671/17.10.2018 - privind stabilirea nivelului stocului minim de gaze naturale pe care fiecare titular al licenţei de furnizare a gazelor naturale are obligaţia de a-l constitui în depozitele de înmagazinare subterană pană la data de 31 octombrie 2018
    – Decizia ANRE nr. 730/10.05.2018 privind stabilirea nivelului stocului minim de gaze naturale pentru titularul licenţei de operare a sistemelor de transport al gazelor naturale S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A.
    – Ordinul ANRE nr. 161/2015 - privind aprobarea Standardului de performanţă pentru serviciul de transport şi de sistem al gazelor naturale
    – Ordinul ANRE nr. 162/2015 - privind aprobarea Standardului de performanţă pentru serviciul de distribuţie şi de sistem al gazelor naturale, cu modificările şi completările ulterioare;
    – Ordinul ANRE nr. 37/2007- privind aprobarea Standardului de performanţă pentru activitatea de furnizare a gazelor naturale;
    – Decizia ANRGN nr. 824/2004 - 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 clienţii 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 atât ca pe viitor depozitele să devină exploatabile în regim multiciclu, cât şi analizarea oportunităţii şi necesităţii implementării conceptului de depozit strategic, în contextul procesului de liberalizare al pieţei gaziere.
        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 să fie de maxim 48 ore.
        Sensibilitatea regimului tehnic de operare a Sistemului Naţional de Transport este cauzată cu precădere de factori externi acestuia, în special variaţia cantităţilor de gaze naturale provenite din import pe direcţiile din Federaţia Rusă.

    4. Matricea Riscurilor
        Matricea riscurilor este modul adecvat de a reprezenta rezultatele unei evaluări calitative.

┌──────────────┬───────────────────────┐
│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 │Mai des de o dată pe an│
│ridicată │ │
└──────────────┴───────────────────────┘

 (a se vedea imaginea asociată)
 (a se vedea imaginea asociată)
    Matricea riscurilor (Sursă: Evaluarea Riscurilor)
        Pe axa orizontală sunt reprezentate clasele de consecinţe, reprezentând o creştere a daunelor de la stânga la dreapta.
        Pe axa verticală 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 (e.g. numere, litere, acronime etc.).
    4.1. 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 temperatura 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 sistemele de transport cantităţi gaze naturale din import

┌─────────┬─────────┬───────┬─────────────┬────────┬───────────┬───────┬─────────────┬─────────────┐
│ │ │ │ │ │ │ │Deficit │Deficit │
│ │Categorii│ │ │ │ │ │estimat de │estimat de │
│Scenarii │de │Impact │Probabilitate│Perioada│Provenienţa│Anotimp│aprovizionare│aprovizionare│
│ │riscuri │ │ │ │ │ │în total │clienţi │
│ │ │ │ │ │ │ │consum │protejaţi │
├─────────┼─────────┼───────┼─────────────┼────────┼───────────┼───────┼─────────────┼─────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │Min: 0 mil m3│ │
│ │ │ │ │ │ │ │(condiţii │ │
│ │ │ │ │ │ │ │normale de │ │
│ │ │ │ │ │ │ │iarnă, cu │ │
│ │ │ │ │ │ │ │temperaturi │ │
│ │ │ │ │Termen │ │Sezon │medii -5°C) │ │
│ │ │ │ │scurt │ │rece │Max: 11 mil │0 mil m3/zi │
│Scenariul│Risc │Major │Scăzută │(durata │Externă │ │m3/zi │ │
│1 │tehnic │ │ │24 - 48 │ │ │(condiţii │ │
│ │ │ │ │ore) │ │ │normale de │ │
│ │ │ │ │ │ │ │iarnă, cu │ │
│ │ │ │ │ │ │ │temperaturi │ │
│ │ │ │ │ │ │ │medii -15°C) │ │
│ │ │ │ │ │ ├───────┼─────────────┼─────────────┤
│ │ │ │ │ │ │Sezon │Min: 0 mil m3│0 mil m3/zi │
│ │ │ │ │ │ │cald │Max: 0 mil m3│ │
├─────────┼─────────┼───────┼─────────────┼────────┼───────────┼───────┼─────────────┼─────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │Min: 9 mil m3│ │
│ │ │ │ │ │ │ │(condiţii │ │
│ │ │ │ │ │ │ │normale de │ │
│ │ │ │ │ │ │ │iarnă, cu │ │
│ │ │ │ │ │ │ │temperaturi │ │
│ │ │ │ │Termen │ │Sezon │medii -5°C) │0 mil m3/zi │
│ │ │ │ │scurt │ │rece │Max: 20 mil │ │
│Scenariul│Risc │Major │Scăzută │(durata │Internă │ │m3/zi │ │
│2 │tehnic │ │ │maxim 48│ │ │(condiţii de │ │
│ │ │ │ │ore) │ │ │iarnă cu │ │
│ │ │ │ │ │ │ │temperaturi │ │
│ │ │ │ │ │ │ │medii -15°C) │ │
│ │ │ │ │ │ ├───────┼─────────────┼─────────────┤
│ │ │ │ │ │ │Sezon │Min: 0 mil m3│ │
│ │ │ │ │ │ │cald │/zi Max: 0 │0 mil m3/zi │
│ │ │ │ │ │ │ │mil m3/zi │ │
├─────────┼─────────┼───────┼─────────────┼────────┼───────────┼───────┼─────────────┼─────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │Min: 9 mil m3│ │
│ │ │ │ │ │ │ │(condiţii │ │
│ │ │ │ │ │ │ │normale de │ │
│ │ │ │ │Termen │ │ │iarnă, cu │ │
│ │ │ │ │scurt │ │ │temperaturi │ │
│Scenariul│Risc │Notabil│Scăzută │(durata │Internă │Iarnă │medii -5°C) │0 mil m3/zi │
│3 │tehnic │ │ │maxim 48│ │ │Max: 20 mil │ │
│ │ │ │ │ore) │ │ │m3/zi │ │
│ │ │ │ │ │ │ │(condiţii de │ │
│ │ │ │ │ │ │ │iarnă cu │ │
│ │ │ │ │ │ │ │temperaturi │ │
│ │ │ │ │ │ │ │medii -15°C) │ │
├─────────┼─────────┼───────┼─────────────┼────────┼───────────┼───────┼─────────────┼─────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │Min: 0 mil m3│ │
│ │ │ │ │ │ │ │(condiţii de │ │
│ │ │ │ │ │ │ │iarnă, cu │ │
│ │ │ │ │Termen │ │ │temperaturi │ │
│Scenariul│Risc │ │ │scurt │ │ │medii -5°C) │ │
│4 │meteo │Notabil│Medie │(durata │Internă │Iarnă │Max: 5 mil m3│0 mil m3/zi │
│ │ │ │ │7 zile) │ │ │/zi (condiţii│ │
│ │ │ │ │ │ │ │de iarnă cu │ │
│ │ │ │ │ │ │ │temperaturi │ │
│ │ │ │ │ │ │ │medii sub │ │
│ │ │ │ │ │ │ │-15°C) │ │
├─────────┼─────────┼───────┼─────────────┼────────┼───────────┼───────┼─────────────┼─────────────┤
│ │ │ │ │ │ │ │Min: 0 mil m3│ │
│ │ │ │ │ │ │ │(condiţii │ │
│ │ │ │ │ │ │ │normale de │ │
│ │ │ │ │Termen │ │ │iarnă, cu │ │
│ │ │ │ │mediu │ │ │temperaturi │ │
│Scenariul│Risc │ │ │(durata │ │ │medii -5°C) │ │
│5 │politic/ │Major │Medie │până la │Externă │Iarnă │Max: 11 mil │0 mil m3/zi │
│ │comercial│ │ │30 de │ │ │m3/zi │ │
│ │ │ │ │zile) │ │ │(condiţii │ │
│ │ │ │ │ │ │ │normale de │ │
│ │ │ │ │ │ │ │iarnă, cu │ │
│ │ │ │ │ │ │ │temperaturi │ │
│ │ │ │ │ │ │ │medii -15°C) │ │
└─────────┴─────────┴───────┴─────────────┴────────┴───────────┴───────┴─────────────┴─────────────┘


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


    4.2. 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*3) 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.
        *3) În conformitate cu art. 2, alin. (1), pct. 18 din Regulamentul (CE) nr. 715/2009, "capacitate tehnică" înseamnă capacitatea fermă maximă pe care o poate oferi operatorul reţelei de transport utilizatorilor reţelei, luând în considerare integritatea sistemului şi cerinţele de exploatare ale 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 (a se vedea imaginea asociată)

    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 (a se vedea imaginea asociată)

    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 art. 2, alin. (1), pct. 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.

    e) Explicaţii privind valorile utilizate
        Termeni privind cererea

┌───────────────┬──────────────────────┐
│Termeni privind│ │
│cererea │Explicaţii │
│[mil.mc/zi] │ │
├─────────┬─────┼──────────────────────┤
│ │ │În ziua gazieră │
│ │ │09.01.2017 s-a │
│ │ │înregistrat un consum │
│ │ │de iarnă de │
│ │ │vârf de 69,58 mil Smc/│
│D(max) │72,0 │zi (conform │
│ │ │bilanţ zilnic de gaze │
│ │ │naturale pe │
│ │ │luna ianuarie 2017), │
│ │ │inferior celui │
│ │ │istoric din ultimii 20│
│ │ │de ani │
├─────────┼─────┼──────────────────────┤
│ │ │Nu există contracte │
│D(eff) │0 │încheiate cu │
│ │ │clienţi întreruptibili│
│ │ │de siguranţă │
└─────────┴─────┴──────────────────────┘

        Sursă: Planul de dezvoltare a sistemului naţional de transport al gazelor naturale pentru perioada 2018-2027

        Termeni privind oferta (de capacitate)

┌──────────────┬───────────────────────┐
│Termeni │ │
│privind oferta│Explicaţii │
│[mil.mc/zi] │ │
├────────┬─────┼───────────────────────┤
│ │ │Capacitatea totală a │
│ │ │punctelor de │
│EP(m) │41,4 │import (Isaccea, │
│ │ │Medieşu Aurit, │
│ │ │Csanadpalota, │
│ │ │Ruse-Giurgiu) │
├────────┼─────┼───────────────────────┤
│ │ │Producţia internă de │
│P(m)*4) │28,2 │gaze intrată în │
│ │ │SNT (fără extras │
│ │ │depozite) │
├────────┼─────┼───────────────────────┤
│ │ │Suma debitelor maxime │
│S(m)??? │29,0 │extrase din │
│ │ │fiecare depozit de │
│ │ │înmagazinare │
├────────┼─────┼───────────────────────┤
│LNG(m) │0 │Nu există terminale LNG│
├────────┼─────┼───────────────────────┤
│I(m) │23,6 │Capacitatea punctului │
│ │ │Isaccea Import │
└────────┴─────┴───────────────────────┘

        Sursă: Planul de dezvoltare a sistemului naţional de transport al gazelor naturale pentru perioada 2018-2027
        *4) Notă:
        Pentru termenul P(m) a fost luat în considerare potenţialul de producţie şi nu capacitatea tehnică, care se cifrează la valoarea de 74,42 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.


        La determinarea termenului S(m) s-a avut în vedere suma debitelor maxime extrase din fiecare depozit de înmagazinare, conform înregistrărilor din ultimii 4 ani (începând cu 01.01.2014), respectiv:

┌─────────────┬───────────┬────────────┐
│ │ │Debit maxim │
│ │ │înregistrat │
│ │ │în ultimii 3│
│ │Capacitate │ani pe │
│Depozit │tehnologică│fiecare │
│ │[Smc/zi] │depozit │
│ │ │(începând cu│
│ │ │01.01.2014) │
│ │ │[mil.Smc/zi]│
├─────────────┼───────────┼────────────┤
│Urziceni │4.080 │4.027 │
├─────────────┼───────────┼────────────┤
│Bălăceanca │1.300 │1.145 │
├─────────────┼───────────┼────────────┤
│Butimanu │16.000 │13.459 │
├─────────────┼───────────┼────────────┤
│Sărmăşel │7.000 │5.966 │
├─────────────┼───────────┼────────────┤
│Mureş │3.400 │3.006 │
├─────────────┼───────────┼────────────┤
│Gherceşti │1.500 │1.366 │
├─────────────┼───────────┼────────────┤
│Total │33,28 │28,97 │
├─────────────┼───────────┼────────────┤
│Debit maxim │ │ │
│zilnic extras│ │ │
│simultan din │25,84 │ │
│toate │ │ │
│depozitele │ │ │
└─────────────┴───────────┴────────────┘


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

┌──────────────────────┬───────────────┐
│ │Capacitate │
│Puncte de intrare │punct [mil.Smc/│
│ │zi] │
├──────────────────────┼───────────────┤
│Punct intrare Isaccea │23,6 │
├──────────────────────┼───────────────┤
│Punct intrare Medieşu │11,0 │
│Aurit │ │
├──────────────────────┼───────────────┤
│Punct intrare │4,8 │
│Csanadpalota │ │
├──────────────────────┼───────────────┤
│Punct intrare │2,00 │
│Ruse-Giurgiu │ │
├──────────────────────┼───────────────┤
│Total │41,4 │
└──────────────────────┴───────────────┘

        Sursă: Planul de dezvoltare a sistemului naţional de transport al gazelor naturale pentru perioada 2018-2027
        Notă:
        SNTGN TRANSGAZ S.A.: Pentru termenul P(m) a fost luat în considerare potenţialul de producţie nu capacitatea tehnică (74 mil.Smc/zi). Considerăm că această abordare asigură o imagine corectă oferită de standardul N-1, capacitatea tehnică menţionată nu mai poate fi realizată datorită declinului producţiei interne;





    5. Măsurile de garantare a securităţii aprovizionării cu gaze naturale în România
        Conform prevederilor Legii nr. 123/2012, până la data de 31 martie 2017 producătorii interni au avut 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; restul producţiei proprii realizate de producători, mai puţin cantitatea de gaze naturale aferentă consumului tehnologic definit la art. 100 pct. 35, a fost pus la dispoziţia pieţei concurenţiale.
        Începând cu data de 1 aprilie 2017, prin aplicarea prevederilor O.U.G. nr. 64/2016, aprobată prin Legea nr. 171/2018, Guvernul României a instituit liberalizarea preţului de achiziţie a gazelor naturale şi nu liberalizarea completă a preţurilor finale, plătite de clienţii casnici. Aceştia vor beneficia, până la 1 iulie 2021, de preţuri finale reglementate, în conformitate cu legislaţia secundară elaborată şi aplicată de către Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei.
        Liberalizarea preţului de achiziţie a gazelor naturale reprezintă doar un element (alături de tarifele de distribuţie, transport şi înmagazinare, taxe, accize, etc), care compune preţul final reglementat, plătit de clienţii casnici, iar implementarea sa este realizată în scopul de a crea un mediu competitiv, transparent şi nediscriminatoriu de formare a unui preţ de achiziţie echitabil, pe de o parte pentru producătorii de gaze naturale şi furnizorii care concurează pe piaţa gazelor naturale din România şi, pe de altă parte, pentru clienţii finali de gaze naturale, care vor fi beneficiari ai rezultatului concurenţei dintre furnizori, într-un cadru legal corect care să guverneze întâlnirea cererii cu oferta pe o piaţă care să funcţioneze conform principiilor europene.
        În conformitate cu prevederile art. 61, pct. 12 din Ordonanţa de Urgenţă nr. 114/2018, privind instituirea unor măsuri în domeniul investiţiilor publice şi a unor măsuri fiscal-bugetare, modificarea şi completarea unor acte normative şi prorogarea unor termene, în perioada 1 aprilie 2019-28 februarie 2022, producătorii, inclusiv filialele acestora şi/sau afiliaţii aparţinând aceluiaşi grup de interes economic care desfăşoară atât activităţi de extracţie, cât şi activităţi de vânzare a gazelor naturale extrase de pe teritoriul României au obligaţia să vândă cu preţul de 68 lei/MWh cantităţile de gaze naturale rezultate din activitatea de producţie internă curentă către furnizori şi clienţi finali eligibili. În această perioadă, producătorul are obligaţia să vândă cu prioritate către furnizori, în condiţii reglementate de ANRE, pentru asigurarea întregului necesar de consum al clienţilor casnici, din producţia curentă şi/sau din depozitele de înmagazinare.
        În conformitate cu prevederile art. 173, alin. (2) din Legea nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare, ANRE poate stabili prin reglementările specifice obligaţii de serviciu public pentru fiecare activitate din sectorul gazelor naturale, aplicabile tuturor titularilor de licenţă, sau autorizaţii în mod transparent, echidistant şi nediscriminatoriu.
        De asemenea, în conformitate cu prevederile art. 135 din Legea nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare, activitatea de distribuţie a gazelor naturale, cu excepţia celei realizate prin sistemele de distribuţie închise, constituie serviciu public*5) de interes general.
        *5) Potrivit art. 100, pct. 80^1 din Legea nr. 123/2012, serviciul public este definit ca şi activitatea de interes general în domeniul gazelor naturale, autorizată, şi monitorizată de o autoritate publică

    5.1. Definirea clientului protejat în legislaţia naţională
        Conform Regulamentului nr. 1938/2017 privind măsurile de garantare a siguranţei furnizării de gaze şi de abrogare a Regulamentului (UE) nr. 994/2010, art. 6, alin. (1), fiecare stat membru stabileşte definiţia clienţilor protejaţi şi informează Comisia cu privire la aceasta.
        În baza acestei prevederi, Ministerul Energiei a aprobat prin Ordinul ministrului energiei nr. 692/20.09.2018 categoria "clientului protejat" care cuprinde toţi clienţii casnici racordaţi la o reţea de distribuţie a gazelor naturale precum şi următoarele categorii de clienţi finali:
    a) întreprinderile mici şi mijlocii, racordate la reţelele de distribuţie a gazelor naturale;
    b) prestatorii de servicii sociale esenţiale care au legătură cu asistenţa medicală, asistenţa socială esenţială, de urgenţă, de securitate, cu educaţia sau cu administraţia publică, racordate la reţelele de distribuţie sau la Sistemul Naţional de Transport al gazelor naturale;
    c) producătorii de energie termică, care nu pot funcţiona cu alţi combustibili decât gazele naturale şi care furnizează energie termică clienţilor casnici, întreprinderilor mici sau mijlocii şi/sau prestatorilor de servicii de asistenţă medicală, asistenţă socială esenţială, de urgenţă, de securitate sau prestatorii de servicii care au legătură cu educaţia sau cu administraţia publică."


    5.2. Consumul de gaze naturale în România
        Consumul total de gaze naturale în România:

┌───────┬──────────────────────────────┐
│AN │Consum total/MWh │
├───────┼──────────────────────────────┤
│2013 │132.603 24 │
├───────┼──────────────────────────────┤
│2014 │127.556.673 │
├───────┼──────────────────────────────┤
│2015 │121.726.749 │
├───────┼──────────────────────────────┤
│2016 │124.110.485 │
├───────┼──────────────────────────────┤
│2017 │129.861.126 │
└───────┴──────────────────────────────┘


        Consumul de gaze naturale pe piaţa reglementată din România:

┌───────┬──────────────────────────────┐
│AN │Consum total/MWh │
├───────┼──────────────────────────────┤
│2013 │50.863.980 │
├───────┼──────────────────────────────┤
│2014 │43.785.650 │
├───────┼──────────────────────────────┤
│2015 │32.321.865 │
├───────┼──────────────────────────────┤
│2016 │35.185.322 │
├───────┼──────────────────────────────┤
│2017 │30.954.355 │
└───────┴──────────────────────────────┘

        Sursă: rapoartele ANRE lunare/anuale de monitorizare ale pieţei de gaze; Raport activitate ANRE 2016, 2017

        Până la 31 decembrie 2014, în ceea ce priveşte categoriile de consumatori de gaze naturale, din piaţa reglementată făceau parte:
    - clienţii 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;
    – clienţii 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)

        Începând cu 1 ianuarie 2015, în ceea ce priveşte categoriile de consumatori de gaze naturale, din piaţa reglementată mai fac parte doar clienţii 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 clienţi va face parte din piaţa liberă.
        Ponderea clienţilor casnicilor în total consum, în perioada 2013 - 2015 se prezintă după cum urmează:

┌────┬───────────┬──────────┬──────────┐
│ │Consum │Consum │Consum │
│AN │total [MWh]│casnici % │casnici │
│ │ │*6) │[MWh] │
├────┼───────────┼──────────┼──────────┤
│2013│132.603.324│22,53% │29.623.583│
├────┼───────────┼──────────┼──────────┤
│2014│127.556.673│22,34% │28.738.518│
├────┼───────────┼──────────┼──────────┤
│2015│121.726.749│24,79 │30.176.061│
└────┴───────────┴──────────┴──────────┘

        Sursă: rapoartele ANRE lunare/anuale de monitorizare ale pieţei de gaze; Raport activitate ANRE 2016

        Ponderea consumatorilor protejaţi în total consum, în perioada 2016-2017, se prezintă după cum urmează:

┌────┬───────────┬────────┬──────────┬─────────┬──────────┬─────────┬──────────┐
│ │ │ │ │Consum │Consum │Consum │Consum │
│ │Consum │Consum │Consum │servicii │servicii │termici │termici pt│
│An │total [MWh]│casnici%│casnici │esenţiale│esenţiale │pt │populaţie │
│ │ │ │[MWh] │% │[MWh] │populaţie│[MWh] │
│ │ │ │ │ │ │% │ │
├────┼───────────┼────────┼──────────┼─────────┼──────────┼─────────┼──────────┤
│2016│124.110.485│28,35 │35.185.322│10,81 │13.418.374│14,45 │17.935.617│
├────┼───────────┼────────┼──────────┼─────────┼──────────┼─────────┼──────────┤
│2017│129.861.126│23,83 │30.954.355│3,62 │4.705.200 │9,97 │12.958.437│
└────┴───────────┴────────┴──────────┴─────────┴──────────┴─────────┴──────────┘

        Sursă: rapoartele ANRE lunare/anuale de monitorizare ale pieţei de gaze; perioada 2016-2017

        Ponderea consumatorilor protejaţi în total consum aferentă categoriei IMM în total consum, în perioada 2016-2017, se prezintă după cum urmează:

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

        Având în vedere că:
    - România, prin Autoritatea Competentă, a definit categoria "clientului protejat", cuprinzând toţi clienţii casnici racordaţi la o reţea de distribuţie a gazelor naturale precum şi următoarele categorii de clienţi finali:
    a) întreprinderile mici şi mijlocii, racordate la reţelele de distribuţie a gazelor naturale;
    b) prestatorii de servicii sociale esenţiale care au legătură cu asistenţa medicală, asistenţa socială esenţială, de urgenţă, de securitate, cu educaţia sau cu administraţia publică, racordate la reţelele de distribuţie sau la Sistemul Naţional de Transport al gazelor naturale;
    c) producătorii de energie termică, care nu pot funcţiona cu alţi combustibili decât gazele naturale şi care furnizează energie termică clienţilor casnici, întreprinderilor mici sau mijlocii şi/sau prestatorilor de servicii de asistenţă medicală, asistenţă socială esenţială, de urgenţă, de securitate sau prestatorii de servicii care au legătură cu educaţia sau cu administraţia publică.

    – în România, în conformitate cu prevederile Legii nr. 123/2012, furnizorii de gaze naturale au obligaţia să asigure continuitatea aprovizionării cu gaze naturale a clienţilor, având în vedere faptul că aceasta reprezintă un serviciu public;
    – în România, ponderea producţiei interne în total consum este de aproximativ 90%,
    – România are o dependenţă redusă faţă de gazele naturale din import, raportat la consumul anual, furnizarea de gaze naturale pentru clienţii protejaţi este asigurată, în condiţii normale de piaţă, iar, în situaţii de urgenţă, aceasta se asigură prin implementarea măsurilor prevăzute în Planul de Urgenţă.




    6. Măsuri reglementate de prevederi legale, necesare asigurării securităţii aprovizionării cu gaze naturale
    a. Codul reţelei pentru sistemul naţional de transport al gazelor naturale
        Prevedere legală: Ordinul ANRE nr. 16/2013 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.
        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.


    b. Utilizarea contractelor vizând asigurarea securităţii aprovizionării cu gaze naturale
        Începând cu data de 1 aprilie 2017, prin aplicarea prevederilor O.U.G. nr. 64/2016, aprobată prin Legea nr. 171/2018, Guvernul României a instituit liberalizarea preţului de achiziţie a gazelor naturale şi nu liberalizarea completă a preţurilor finale, plătite de clienţii casnici. Aceştia vor beneficia, până la 1 iulie 2021, de preţuri finale reglementate, în conformitate cu legislaţia secundară elaborată şi aplicată de către Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei.
        În conformitate cu prevederile art. 173, alin. (2) din Legea nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare, ANRE poate stabili prin reglementările specifice obligaţii de serviciu public pentru fiecare activitate din sectorul gazelor naturale, aplicabile tuturor titularilor de licenţă, sau autorizaţii în mod transparent, echidistant şi nediscriminatoriu.
        De asemenea, în conformitate cu prevederile art. 135 din Legea nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare, activitatea de distribuţie a gazelor naturale, cu excepţia celei realizate prin sistemele de distribuţie închise, constituie serviciu public de interes general.

    c. Utilizarea contractelor de furnizare care pot fi întrerupte
        Prevedere legală: art. 100, pct. 30 din Legea nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare
        Clientul întreruptibil de siguranţă reprezintă clientul final care prin reducerea consumului său până la oprire contribuie la menţinerea securităţii în aprovizionarea cu gaze naturale în situaţie de urgenţă. Reglementarea regimului juridic aplicabil clientului întreruptibil de siguranţă, se realizează prin hotărâre a Guvernului elaborată la propunerea ministerului de resort în calitate de autoritate competentă.
        Furnizorii au obligaţia să asigure cantităţile de gaze naturale necesare continuării aprovizionării prin acoperirea consumului clienţilor protejaţi în virtutea prevederilor legislaţiei europene şi legislaţiei naţionale din domeniu. Aceste contracte nu pot fi întrerupte.
        Restul cantităţilor de gaze naturale achiziţionate de furnizori, rămase după acoperirea consumului clienţilor protejaţi, vor fi puse la dispoziţia clienţilor finali care nu fac parte din categoria clienţilor protejaţi.


    d. Stocul minim de gaze naturale pe care fiecare titular al licenţei de furnizare a gazelor naturale are obligaţia de a-l constitui în depozitele de înmagazinare subterană
        Prevedere legală:
        Ordinul ANRE nr. 35/2016, 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
        Decizia ANRE nr. 1.671/17.10.2018 privind stabilirea nivelului stocului minim de gaze naturale pe care fiecare titular al licenţei de furnizare a gazelor naturale are obligaţia de a-l constitui în depozitele de înmagazinare subterană pană la data de 31 octombrie 2018
        Decizia ANRE nr. 730/10.05.2018 privind stabilirea nivelului stocului minim de gaze naturale pentru titularul licenţei de operare a sistemului de transport al gazelor naturale SNTGN TRANSGAZ SA
        Astfel:
    - titularii licenţelor de furnizare de gaze naturale au obligaţia de a constitui în depozitele de înmagazinare subterană un stoc minim de gaze naturale, în fiecare an, până la data de 31 octombrie inclusiv;
    – titularul licenţei de operare a sistemului de transport al gazelor naturale SNTGN TRANSGAZ SA are obligaţia să deţină 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.

        Pentru ciclul de înmagazinare 2018-2019, prin Decizia Preşedintelui ANRE nr. 1.671/17.10.2018 privind stabilirea nivelului stocului minim de gaze naturale pe care fiecare titular al licenţei de furnizare a gazelor naturale are obligaţia de a-l constitui în depozitele de înmagazinare subterană pană la data de 31 octombrie 2018, a fost aprobat nivelul stocului minim de gaze naturale la nivel naţional pentru titularii licenţelor de furnizare care asigură aprovizionarea cu gaze naturale a clienţilor finali, pentru ciclul de înmagazinare 2018-2019, la un nivel de 21.361.818,260 MWh, defalcat după cum urmează:
    a) stoc aferent categoriei de clienţi finali casnici - 9.054.583,253 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 - 3.538.781,329 MWh;
    c) stoc aferent categoriei de clienţi finali noncasnici - 8.768.453,678 MWh.

        SNTGN TRANSGAZ are obligaţia să deţină în depozitele de înmagazinare subterană, până la data de 31 octombrie 2018, un stoc minim la un nivel de 245.726.235 MWh.


    e. 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.
        Operatorii de înmagazinare acordă accesul solicitanţilor, după următoarele criterii:
    a) 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 - pentru cantităţile de gaze naturale necesare realizării serviciului public obligatoriu;
    4. clienţilor eligibili - pentru cantităţile de gaze naturale necesare asigurării consumului propriu, furnizorilor de pe piaţa angro, altor solicitanţi;

    b) "primul venit - primul servit": în cadrul fiecărui nivel de prioritate prevăzut la lit. a) operatorii de înmagazinare vor realiza alocarea capacităţilor în ordinea înregistrării cererilor.



    f. Furnizarea gazelor naturale la clienţi finali
        Prevedere legală: Ordinul ANRE nr. 29/2016 pentru aprobarea Regulamentului privind furnizarea gazelor naturale la clienţii finali
        Conform prevederilor Ordinul ANRE nr. 29/2016 pentru aprobarea Regulamentului privind furnizarea gazelor naturale la clienţii finali, 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 privind furnizarea gazelor naturale la clienţii finali stabileşte cadrul de reglementare pentru desfăşurarea activităţii de furnizare a gazelor naturale la locurile de consum ale clienţilor finali, respectiv relaţiile dintre furnizori şi clienţii finali de gaze naturale, precum şi relaţiile conexe cu operatorii economici, titulari de licenţe de operare, referitoare la derularea contractului de furnizare a gazelor naturale. Regulamentul se aplică clienţilor finali de gaze naturale, furnizorilor de gaze naturale şi operatorilor economici, titulari de licenţă de operare, pentru asigurarea condiţiilor necesare furnizării gazelor naturale la locurile de consum ale clienţilor finali.
        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.



    g. Furnizarea de ultimă instanţă a gazelor naturale
        Prevedere legală: art. 144 din Legea nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare
        Furnizorul de ultimă instanţă are obligaţia de a asigura furnizarea 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 altă sursă.


    h. 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 autorizaţiile pentru înfiinţarea conductelor de alimentare din amonte aferente activităţii de producţie a gazelor naturale şi licenţa de operare a acestora;
    b) să asigure operarea conductelor de alimentare din amonte aferente producţiei de gaze naturale în condiţii de siguranţă, eficienţă şi de protecţie a mediului;
    c) să asigure accesul terţilor la conductele de alimentare din amonte în condiţii nediscriminatorii, conform reglementărilor specifice;
    d) să desfăşoare activităţi conexe celei de operare a conductelor de alimentare din amonte, conform reglementărilor specifice elaborate de ANRE, în limitele drepturilor conferite prin condiţiile de valabilitate asociate licenţei;
    d^1) să asigure livrările de gaze naturale, cu respectarea condiţiilor impuse prin licenţe, clauze contractuale şi reglementări în vigoare;
    e) până la data de 31 martie 2017, 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 definit la art. 100 pct. 35, va fi pus la dispoziţia pieţei concurenţiale;
    e^1) să tranzacţioneze prin ofertă publică, transparent şi nediscriminatoriu pe pieţele centralizate de gaze naturale, în conformitate cu prevederile art. 177 şi reglementările ANRE;
    f) să asigure odorizarea gazelor naturale conform reglementărilor în vigoare, pentru gazele naturale predate în punctele de predare-preluare comercială a gazelor naturale către clienţii racordaţi direct în conductele din amonte, precum şi către sistemele de distribuţie.
    (1^1) În perioada 1 aprilie 2019-28 februarie 2022, producătorii, inclusiv filialele acestora şi/sau afiliaţii aparţinând aceluiaşi grup de interes economic care desfăşoară atât activităţi de extracţie, cât şi activităţi de vânzare a gazelor naturale extrase de pe teritoriul României au obligaţia să vândă cu preţul de 68 lei/MWh cantităţile de gaze naturale rezultate din activitatea de producţie internă curentă către furnizori şi clienţi finali eligibili. În această perioadă, producătorul are obligaţia să vândă cu prioritate către furnizori, în condiţii reglementate de ANRE, pentru asigurarea întregului necesar de consum al clienţilor casnici, din producţia curentă şi/sau din depozitele de înmagazinare.
    (1^2) Producătorii, inclusiv filialele acestora şi/sau afiliaţii aparţinând aceluiaşi grup de interes economic care desfăşoară atât activităţi de extracţie cât şi activităţi de vânzare a gazelor naturale extrase de pe teritoriul României nu vor mai încheia contracte de vânzare cu livrare pe teritoriul României, la preţuri mai mari de 68 lei/MWh. Diferenţele de costuri de achiziţie din anii 2018 şi 2019 ale furnizorilor, nerecuperate prin preţurile practicate, se vor recupera până la data de 30 iunie 2022, conform reglementarilor ANRE.
    (1^3) Preţul de achiziţie plătit de furnizori pentru gazele din producţia internă curentă necesare pentru acoperirea consumului clienţilor finali nu poate depăşi valoarea de 68 lei/MWh, indiferent de vânzător.



    i. Obligaţiile operatorilor de înmagazinare gaze naturale
        Prevedere legală: art. 142 alin. 1) din Legea nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare
        Operatorii de înmagazinare au, în principal, obligaţia respectării următoarelor:
    a) să opereze, să întreţină, să reabiliteze şi să modernizeze instalaţiile tehnologice de suprafaţă aferente depozitelor de înmagazinare, în condiţii de siguranţă, de eficienţă şi de protecţie a mediului;
    b) să asigure accesul terţilor la depozitele de înmagazinare, pe baza unor criterii obiective, transparente şi nediscriminatorii, conform reglementărilor ANRE;
    c) să publice lista instalaţiilor de înmagazinare sau a unor părţi dintre acestea care sunt oferite spre acces terţilor;
    d) să furnizeze informaţii utilizatorilor sistemului de înmagazinare, necesare pentru un acces eficient la sistem;
    e) să elaboreze şi să trimită ANRE pentru aprobare planuri de investiţii care se fundamentează pe baza studiilor de perspectivă, realizate pe o durată de minimum 5 ani, prin consultare, după caz, cu operatorul de transport şi de sistem, şi se avizează de ministerul de resort; studiile de perspectivă se transmit la ANRE cu minimum 6 luni înainte de începerea unei perioade de reglementare;
    f) să asigure mijloacele adecvate pentru îndeplinirea obligaţiilor privind serviciul public.



    j. Obligaţiile operatorului transport şi de sistem
        Prevedere legală: art. 130 alin. 1) din Legea nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare
        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 eficienţă 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 unor reglementări specifice, în condiţii nediscriminatorii, în limitele capacităţilor de transport şi cu respectarea regimurilor tehnologice;
    d^1) să elaboreze şi să transmită ANRE, în vederea aprobării şi publicării acestora, metodologii utilizate pentru calcularea sau stabilirea clauzelor şi a condiţiilor privind accesul la infrastructurile transfrontaliere, inclusiv proceduri de alocare de capacitate şi de gestionare a congestiilor;
    e) să asigure racordarea terţilor la sistemul de transport, conform unor reglementări specifice, în limitele capacităţilor de transport şi cu respectarea regimurilor tehnologice;
    e^1) să extindă, până în decembrie 2021, reţeaua de conducte, până la intrarea în localităţile atestate ca staţiuni turistice de interes naţional, respectiv local, când aceste localităţi se află la o distanţă de maximum 25 km de punctele de racordare ale operatorilor de transport şi de sistem;
    e^2) să acorde prioritate racordării la reţeaua de gaze naturale în cazul investiţiilor noi, generatoare de locuri de muncă;
    f) să desfăşoare activităţi conexe celei de operare a sistemului, conform reglementărilor specifice aprobate de ANRE, în limitele drepturilor conferite prin 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 de reţea, pentru o anumită perioadă, conform contractelor încheiate;
    h) să elaboreze şi să actualizeze acordurile tehnice de exploatare în zona de graniţă şi să le transmită spre avizare ANRE, anterior intrării în vigoare;
    i) să întocmească şi să urmărească 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 asigure odorizarea gazelor naturale la ieşirea din SNT, corespunzător reglementărilor propuse de operatorul de transport şi de sistem şi aprobate de ANRE;
    l) să elaboreze la solicitarea ANRE şi să transmită spre aprobare ANRE metodologiile de tarifare aferente desfăşurării activităţii de furnizare de servicii de echilibrare;
    m) să realizeze schimbul de informaţii cu alţi operatori de transport şi de sistem interconectaţi, cu operatori de înmagazinare GNL şi de distribuţie şi cu alţi colaboratori în domeniul energetic, cu respectarea reglementarilor ENTSO-G privind protocoalele de schimb de informaţii, rapoartele, structura şi procedurile de acces la bazele de date;
    n) să realizeze servicii de sistem necesare pentru accesul şi exploatarea reţelelor de transport;
    o) să elaboreze reglementări specifice necesare pentru realizarea activităţii de conducere operativă, cu consultarea participanţilor la piaţa de gaze naturale, pe care le supune spre aprobare ANRE;
    p) să elaboreze studii, programe şi lucrări privind dezvoltarea sistemului de transport al gazelor naturale;
    q) să asigure alocarea capacităţilor pe conductele de interconectare cu respectarea Regulamentului (CE) nr. 715/2009;
    r) să asigure aplicarea regulilor privind managementul congestiilor, inclusiv pe conductele de interconectare, precum şi a normelor de atribuire a capacităţilor de pe aceste conducte;
    s) să organizeze şi să administreze piaţa de echilibrare a gazelor naturale;
    ş) să asigure exploatarea staţiilor de preluare a gazelor naturale din conductele din amonte sau din sistemele de înmagazinare în sistemul de transport, precum şi a staţiilor de predare a gazelor naturale către sistemele de distribuţie, clienţii finali sau sistemele de înmagazinare;
    t) să asigure mijloacele adecvate pentru îndeplinirea obligaţiilor privind serviciul public;
    ţ) să păstreze confidenţialitatea informaţiilor sensibile din punct de vedere comercial pe care le-a obţinut în cursul desfăşurării activităţilor sale şi împiedică dezvăluirea discriminatorie de informaţii referitoare la propriile activităţi care ar putea induce avantaje economice; în special, nu divulgă nicio informaţie sensibilă din punct de vedere comercial către celelalte părţi ale operatorului economic decât în cazul în care acest lucru se impune în vederea încheierii unei tranzacţii comerciale;
    u) să achiziţioneze energia pe care o utilizează pentru realizarea activităţilor sale în conformitate cu proceduri transparente, nediscriminatorii şi bazate pe reguli de piaţă.



    k. Obligaţiile operatorului de distribuţie
        Prevedere legală: art. 138, alin. 1) din Legea nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare
        Operatorul 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 asigure odorizarea gazelor naturale corespunzător reglementărilor aprobate de ANRE, în baza contractelor de prestări de servicii încheiate cu operatorul din amonte, şi, acolo unde este cazul, prin odorizare suplimentară în sistemul de distribuţie;
    c) să realizeze interconectări cu alte sisteme, după caz, şi să asigure capacitatea sistemului de distribuţie pe termen lung;
    d) să asigure accesul terţilor la sistemele de distribuţie, în condiţii nediscriminatorii, în limitele capacităţilor de distribuţie, cu respectarea regimurilor tehnologice, conform reglementărilor specifice elaborate de ANRE;
    d^1) să asigure racordarea terţilor la sistemul de distribuţie, conform unor reglementări specifice, în limitele capacităţilor de distribuţie şi cu respectarea regimurilor tehnologice;
    e) să întocmească şi să urmărească bilanţul de gaze naturale intrate şi, respectiv, ieşite din sistemul propriu;
    f) să evite subvenţia încrucişată între categoriile de clienţi finali cu privire la repartizarea costurilor;
    g) 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 operatorului iniţial i-a fost retrasă licenţa de distribuţie sau a fost reziliat contractul de concesiune;
    h) să asigure echilibrul permanent al sistemului operat;
    i) să asigure condiţiile de securitate în alimentarea cu gaze naturale;
    j) să desfăşoare activităţi conexe celei de operare a sistemului, conform reglementărilor specifice elaborate de ANRE, în limitele stabilite prin condiţiile de valabilitate asociate licenţei;
    k) să elaboreze şi să trimită ANRE pentru aprobare planuri de investiţii care se fundamentează pe baza studiilor de perspectivă, realizate pe o durată de minimum 5 ani, prin consultare, după caz, cu operatorul de transport şi de sistem şi cu autorităţile locale din zona de licenţă; studiile de perspectivă se transmit la ANRE cu minimum 6 luni înainte de începerea unei perioade de reglementare.



    l. Obligaţiile furnizorului de gaze naturale
        Prevedere legală: art. 143, alin. 1) din Legea nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare
        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;
    a^1) să achiziţioneze gazele naturale pe care le furnizează clienţilor casnici, în condiţii de minimizare a costului resurselor alocate, pe baza unor proceduri proprii care să asigure caracterul transparent al procesului de achiziţie a gazelor naturale şi, în acelaşi timp, tratamentul egal şi nediscriminatoriu al persoanelor care participă la procedura de achiziţie a gazelor naturale, în calitate de ofertanţi;
    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 şi în mod gratuit 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 înfiinţeze puncte unice de contact pentru informarea clienţilor finali cu privire la drepturile acestora, la legislaţia în vigoare şi la căile de soluţionare a litigiilor în cazul unor cereri, plângeri, sesizări, reclamaţii sau contestaţii. Punctul unic de contact este constituit dintr- un punct central care coordonează punctele de informare regională/locală, ce sunt uşor accesibile, iar în cazul clienţilor casnici acestea să fie situate la distanţă de maximum 50 km de locul de consum şi să ofere clienţilor finali informaţii în mod gratuit;
    g) 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 un decont final de lichidare, în termen de maximum 42 de zile de la schimbarea furnizorului;
    h) să încheie cu clienţii finali contracte care prevăd condiţii contractuale echitabile şi cel puţin informaţiile prevăzute la art. 145 alin. (4) lit. b) şi să transmită gratuit clientului final o copie a contractului înainte de încheierea sau confirmarea încheierii acestuia. Atunci când contractul este încheiat prin intermediari, informaţiile prevăzute la art. 145 alin. (4) lit. b) sunt oferite, de asemenea, înainte de încheierea contractului;
    i) să notifice clienţii finali în mod corespunzător cu privire la orice intenţie de modificare a clauzelor contractuale, precum şi cu privire la orice majorare a preţului/tarifului practicat, după caz, în mod direct şi în timp util, dar nu mai târziu de sfârşitul primei perioade normale de facturare care urmează intrării în vigoare a majorării, într-un mod transparent şi uşor de înţeles;
    j) să informeze clienţii finali, în momentul notificării prevăzute la lit. i), cu privire la dreptul de a denunţa contractul, în cazul în care nu acceptă noile condiţii notificate;
    k) 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;
    l) să pună la dispoziţia clienţilor finali o gamă largă de modalităţi de plată, care nu creează discriminări nejustificate între clienţi. Sistemele de plată anticipată trebuie să fie echitabile şi să reflecte în mod adecvat consumul probabil. Orice diferenţă în ceea ce priveşte clauzele şi condiţiile sistemelor de plată trebuie să reflecte costurile suportate cu aceste sisteme de plată diferite. Condiţiile generale trebuie să fie echitabile şi transparente, prezentate într-un limbaj clar şi uşor de înţeles, şi nu includ bariere necontractuale în calea exercitării drepturilor clienţilor, ca de exemplu documentaţia contractuală excesivă;
    m) să nu utilizeze practici comerciale incorecte sau înşelătoare;
    n) să ofere clienţilor finali un standard ridicat de servicii şi de soluţionare a plângerilor;
    o) să informeze clienţii racordaţi la obiectivele/sistemele din sectorul gazelor naturale cu privire la drepturile lor de a fi alimentaţi cu gaze naturale de o calitate specificată, la preţuri rezonabile, conform prevederilor legale în vigoare;
    p) 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;
    q) 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;
    r) să nu denunţe unilateral contractele de furnizare de gaze naturale încheiate cu clienţii finali.


        Prevedere legală: art. 144 din Legea nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare
        Furnizorul de gaze naturale de ultimă instanţă are, în principal, obligaţia respectării următoarelor:
    a) de a asigura furnizarea gazelor naturale clienţilor finali, în conformitate cu reglementările ANRE, la preţuri reglementate de ANRE;
    b) de a furniza, conform reglementărilor emise de ANRE, gaze naturale clienţilor finali al căror furnizor se află în situaţia de a i se retrage licenţa de furnizare în cursul desfăşurării activităţii sau în orice altă situaţie identificată de ANRE în care clienţii finali nu au asigurată furnizarea de gaze naturale din nicio altă sursă.



    m. Obligaţiile clienţilor finali
        Prevedere legală: art. 145 din Legea nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare
        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.


    n. Obligaţiile producătorilor de energie electrică şi termică
        Prevedere legală: art. 28 din Legea nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare
        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 competentă;
    b^1) să livreze furnizorilor de ultimă instanţă, în perioada 1 martie 2019-28 februarie 2022, energia electrică necesară asigurării consumului clienţilor casnici pentru care aplică tarife reglementate, în conformitate cu reglementările elaborate de ANRE;
    c) să oferteze public şi nediscriminatoriu pe piaţa concurenţială întreaga energie electrică rămasă disponibilă după îndeplinirea obligaţiei prevăzute la lit. b^1).
    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 asigurarea siguranţei SEN şi pentru îndeplinirea obligaţiilor de producţie şi furnizare continuă a energiei electrice, care se remunerează conform cu 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 autorităţii competente 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.




    7. Informaţii privind starea sistemului gazier naţional
        Aceste informaţii se referă la interconectările prezente, accesul transfrontalier la instalaţiile de stocare, fluxurile transfrontaliere, precum şi 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 = 1000mm
        Capacitate = 8,6 mld.mc/an
        P(max) = 55 bar

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

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

    iv. Ungheni (MO) - Iaşi (RO)
        DN = 500 mm
        Capacitate = 1,5 mld.mc/an
        P(max) = 50 bar

    v. Ruse (BG) - Giurgiu (RO)
        DN = 500 mm
        Capacitate = 1,5 mld.mc/an
        P(max) = 40 bar


        Sursa: Planul de dezvoltare a sistemului naţional de transport al gazelor naturale pentru perioada 2018-2027

    b. Capacitatea de stocare
        Capacităţile de înmagazinare din România şi operatorii acestor capacităţi de stocare:

┌───────────┬─────────┬───────────┬───────────┬───────────┐
│ │ │Capacitatea│Capacitatea│Capacitatea│
│Depozit │Operator │activă │de │de injecţie│
│ │ │ │extracţie │ │
├───────────┼─────────┼───────────┼───────────┼───────────┤
│ │ │TWh/ciclu │GWh/zi │GWh/zi │
├───────────┼─────────┼───────────┼───────────┼───────────┤
│Bilciureşti│Romgaz │14,33 │152,78 │109,13 │
├───────────┼─────────┼───────────┼───────────┼───────────┤
│Urziceni │Romgaz │4,02 │50,16 │33,44 │
├───────────┼─────────┼───────────┼───────────┼───────────┤
│Bălăceanca │Romgaz │0,55 │13,18 │10,98 │
├───────────┼─────────┼───────────┼───────────┼───────────┤
│Sărmăşel │Romgaz │9,6 │79,03 │68,5 │
├───────────┼─────────┼───────────┼───────────┼───────────┤
│Gherceşti │Romgaz │1,63 │21,4 │21,4 │
├───────────┼─────────┼───────────┼───────────┼───────────┤
│Târgu Mureş│Depomureş│3,15 │30,00 │19,00 │
├───────────┼─────────┼───────────┼───────────┼───────────┤
│TOTAL │- │33,93 │348,68 │262,45 │
└───────────┴─────────┴───────────┴───────────┴───────────┘

        Sursă: Planul de dezvoltare a sistemului naţional de transport al gazelor naturale pentru perioada 2018-2027

        ● Stocul de gaze naturale realizat la sfârşitul ciclului de injecţie 2017: 2.242 mil.mc.
        ● Repartizarea stocului de gaze în depozitele subterane:

┌─────────────────────────┬────────────┐
│ │Stoc de │
│Depozitul │gaze │
│ │(mil.mc) │
├─────────────────────────┼────────────┤
│Bilciureşti │1.011 │
├─────────────────────────┼────────────┤
│Urziceni │262 │
├─────────────────────────┼────────────┤
│Balaceanca │52 │
├─────────────────────────┼────────────┤
│Ghercesti │97 │
├─────────────────────────┼────────────┤
│Sărmăşel │468 │
├─────────────────────────┼────────────┤
│Cetatea de Balta │52 │
├─────────────────────────┼────────────┤
│Târgu Mureş │300 │
├─────────────────────────┼────────────┤
│TOTAL │2.242 │
└─────────────────────────┴────────────┘


        ● Stocul de gaze naturale din depozitele subterane, estimat a fi realizat la data de 01.11.2018 (conform datelor operative raportate de cei doi operatori de înmagazinare): 2.185 mil. mc.

┌─────────────────┬────────────────────┐
│ │Stoc estimat la data│
│Depozitul │de 01.11.2018 │
│ ├──────────┬─────────┤
│ │MWh │mil. m.c.│
├─────────────────┼──────────┼─────────┤
│Bălăceanca │535.431 │49,957 │
├─────────────────┼──────────┼─────────┤
│Bilciureşti │10.535.195│976,933 │
├─────────────────┼──────────┼─────────┤
│Cetatea de Baltă │284.809 │26,125 │
├─────────────────┼──────────┼─────────┤
│Gherceşti │1.095.910 │102,232 │
├─────────────────┼──────────┼─────────┤
│Sărmăşel │5.125.739 │483,932 │
├─────────────────┼──────────┼─────────┤
│Urziceni │2.982.930 │272,518 │
├─────────────────┼──────────┼─────────┤
│Total Depogaz │20.560.013│1.911,697│
├─────────────────┼──────────┼─────────┤
│Depomureş │2.871.312 │273,380 │
├─────────────────┼──────────┼─────────┤
│TOTAL │23.431.325│2.185,077│
└─────────────────┴──────────┴─────────┘


        ● Stocul minim, conform Deciziei Preşedintelui ANRE nr. 783/2018 privind stabilirea nivelului stocului minim de gaze naturale pe care fiecare titular al licenţei de furnizare a gazelor naturale are obligaţia de a-l constitui în depozitele de înmagazinare subterană până la data de 31 octombrie 2018: 21.361.818,260 MWh (aprox.1.978 mil.m.c.), stoc prevăzut şi în H.G. nr. 773/2018 pentru aprobarea măsurilor privind nivelul de siguranţă şi securitate în funcţionare a Sistemului electroenergetic naţional, precum şi măsurile în legătură cu realizarea stocurilor de siguranţă ale Sistemului electroenergetic naţional în ceea ce priveşte combustibilii şi volumul de apă din lacurile de acumulare pentru perioada 1 noiembrie 2018-31 martie 2019. Acest stoc minim trebuie constituit de către furnizorii licenţiaţi de gaze naturale în depozitele operate de cei doi operatori de înmagazinare

    c. Potenţialul maxim şi mediu de extracţie din depozitele de înmagazinare subterană a gazelor naturale
        Capacitatea maximă de extracţie (la începutul ciclului de extracţie) - 29 mil. mc/zi
        Capacitatea minimă de extracţie (la sfârşitul ciclului de extracţie) - 11,5 mil. mc/zi

    d. Dezvoltarea capacităţilor de înmagazinare
        Programul de dezvoltare al depozitelor de înmagazinare subterană a gazelor naturale are ca obiective lege prioritare: creşterea flexibilităţii operaţionale şi crearea de noi depozite pentru zonele care se confruntă cu greutăţi în alimentarea cu gaze (atât sezoniere, zilnice, cât şi orare), în vederea creşterii gradului de siguranţă în asigurarea cu gaze naturale a tuturor clienţilor în condiţii imprevizibile.
        Noile reglementari UE depăşesc cadrul creat în 2010 şi cer ţărilor UE să conlucreze în sensul identificării potenţialelor întreruperi în aprovizionarea cu gaze naturale şi să agreeze acţiunile comune care pot preveni sau elimina consecinţele întreruperii alimentarii cu gaze naturale. A fost astfel creat un nou principiu, cel al solidarităţii statelor membre, care trebuie să reducă riscul de dependenţă de sursele externe.Obiectivul CE este asigurarea măsurilor necesare pentru a garanta continuitatea furnizării de gaze naturale în întreaga Uniune Europeană, în special pentru clienţi protejaţi în caz de condiţii climatice dificile sau de perturbare a furnizării de gaze.
        Pe lângă mărirea capacităţii de lucru a depozitelor subterane de gaze naturale (prin creşterea presiunii de operare, respectiv utilizarea pentru depozitare a orizonturilor productive în curs de epuizare din zăcămintele comerciale în care sunt deja amenajate depozite de înmagazinare) o atenţie deosebită va fi acordată creşterii capacităţii maxime de livrare zilnică din depozite, corelată cu îmbunătăţirea continuă a calităţii gazelor furnizate.
        Amplasarea noilor depozite se va face prin corelarea infrastructurii Sistemului Naţional de Transport cu zăcămintele depletate selectate prin studii de fezabilitate, astfel încât să fie îndeplinite condiţiile minime tehnice şi comerciale necesare dezvoltării unui depozit de înmagazinare. Funcţie de condiţiile concrete solicitate sau impuse (cantităţi, debite, presiuni, conducte de transport şi regimul acestora, etc.), vor fi efectuate analize detaliate pentru fiecare caz particular în parte.
        Teoretic, se pot dezvolta depozite de înmagazinare subterană în toate zăcămintele aflate în prezent în stadii avansate de exploatare. Condiţia esenţială pentru analizarea unor astfel de posibilităţi este existenţa unei cereri concrete din partea unor potenţiali utilizatori, având în vedere faptul că şi înmagazinarea subterană a gazelor naturale este o activitate economică, bazată pe cerere şi ofertă şi trebuie să asigure realizarea unui profit rezonabil pentru investitori.
        Înmagazinările subterane sunt utilizate cu predilecţie pentru:
    - acoperirea vârfurilor de consum şi regimului fluctuant al cererii;
    – redresarea operativă a parametrilor funcţionali ai sistemului de transport (presiuni, debite);
    – controlul livrărilor în situaţii extreme (opriri surse, accidente, etc.).

        Cererea de gaze pe piaţa energetică românească este caracterizată de:
    - fluctuaţii sezoniere de cca. 60%;
    – fluctuaţii zilnice de cca. 25%;
    – fluctuaţii orare care pot ajunge la cca. 30%.

        Aceste fluctuaţii sunt cauzate în special de clienţii din sectorul rezidenţial (populaţie, spitale, şcoli, etc.) şi energetic (termocentrale şi centrale termice de zonă).
        Datorită schimbărilor apărute pe piaţa europeană a gazelor naturale, a liberalizării pieţei gazelor naturale, înmagazinarea subterană a gazelor naturale va căpăta noi valenţe. În noul context, depozitele de înmagazinare vor putea fi utilizate pentru:
    - acoperirea vârfurilor de consum şi regimului fluctuant al cererii;
    – redresarea operativă a parametrilor funcţionali ai sistemului de transport (presiuni, debite);
    – controlul livrărilor în situaţii extreme (opriri surse, accidente, etc.);
    – optimizarea preţului gazelor naturale;

        Capacitatea de înmagazinare subterană a gazelor naturale este asigurată în România prin intermediul a 7 depozite de înmagazinare subterană a gazelor naturale, cu o capacitate activă totală de 33,93 TWh pe ciclu de înmagazinare, respectiv o capacitate de injecţie de 262,45 GWh/zi şi capacitate de extracţie de 348,68 GWh/zi.
        Printre proiectele de interes comun promovate de România, incluse de Comisia Europeană pe a III-a listă (noiembrie 2017), în sectorul gazelor naturale, se regăsesc şi proiecte de investiţii în scopul creşterii capacităţilor de înmagazinare subterană a gazelor naturale, respectiv proiectele promovate de ROMGAZ şi Depomureş:
    - Creşterea capacităţii de înmagazinare subterană a gazelor naturale în depozitul Sărmăşel
    – Depozit de înmagazinare gaze naturale Depomureş

        Direcţii de dezvoltare a sistemului de înmagazinare gaze naturale - proiecte majore de înmagazinare (a se vedea imaginea asociată)
        Sursa: Planul de dezvoltare a sistemului naţional de transport al gazelor naturale pentru perioada 2018-2027

    d1. Modernizarea infrastructurii sistemului de înmagazinare gaze naturale la depozitul Bilciureşti
        Proiectul are ca scop creşterea capacităţii de livrare zilnică a gazelor naturale din depozitul Bilciureşti până la un debit de 20 milioane mc/zi şi asigurarea unui grad sporit de siguranţă în exploatare.

    Descrierea proiectului:
        Proiectul constă în următoarele:
    - modernizare instalaţii de separare, măsurare şi uscare grupuri Bilciureşti;
    – sistematizare şi modernizare sistem de conducte aspiraţie/refulare gaze şi modernizare sistem răcire staţie comprimare Butimanu;
    – modernizare 19 sonde de injecţie/extracţie;
    – foraj 4 sonde noi;
    – conductă nouă (11 Km) transport gaze între depozit Bilciureşti şi staţie comprimare Butimanu.

        Pentru a nu perturba activitatea de înmagazinare gaze naturale, proiectul va fi implementat etapizat.
        Termen estimat de finalizare: anul 2025
        Valoarea totală estimată a investiţiei: 59 milioane EURO

    d2. Creşterea capacităţii de stocare subterană gaze naturale la depozitul Sărmăşel
        Proiectul are drept scop dezvoltarea depozitului de înmagazinare subterană existent de la Sărmăşel prin mărirea capacităţii de la 900 milioane mc/ciclu la 1550 milioane mc/ciclu (o creştere cu 650 milioane mc/ciclu), creşterea capacităţii de injecţie cu 4 milioane mc/zi, la un total de 10 milioane mc/zi, creşterea capacităţii de extracţie cu 4 milioane mc/zi, la un total de 12 milioane mc/zi, prin creşterea capacităţii de comprimare, infrastructură nouă de suprafaţă pentru 59 de sonde de injecţie-extracţie, forajul unor sonde noi, etc.
        Proiectul este cuprins în Coridorul NSI East Gas - (Interconectarea Nord-Sud East Gas) pentru Regiunea Europa Centrală şi de Est, de la 900 milioane mc/ciclu la 1.550 milioane mc/ciclu, număr de referinţă PIC 6.20.6

    Descrierea proiectului:
        Proiectul va consta din următoarele:
    - extindere staţie de comprimare;
    – extindere instalaţii de uscare şi măsură gaze naturale;
    – instalaţii tehnologice sonde injecţie/extracţie;
    – modernizare 46 sonde de injecţie/extracţie;
    – foraj 15 sonde noi;
    – stoc inactiv gaze naturale.

        Termen estimat de finalizare: anul 2024
        Valoarea totală estimată a investiţiei: 136 milioane EURO

    d3. Dezvoltarea depozitului de înmagazinare gaze naturale Depomureş
        Proiectul are drept scop creşterea volumului util al depozitului subteran până la 600 milioane mc în două etape, respectiv modernizarea infrastructurii actuale utilizate la înmagazinarea gazelor naturale.
        Obiectivele principale al proiectului:
    - creşterea siguranţei în aprovizionarea cu gaze natural în România şi regiunea Europei de Sud-Est, prin asigurarea unui volum mai mare de gaze înmagazinate, în contextul declinului producţiei interne de gaze naturale;
    – creşterea flexibilităţii sistemului gazier, necesară în perioade cu vârfuri de cerere, prin creşterea debitelor de injecţie/extracţie;
    – intensificarea concurenţei, prin creşterea capacităţii de înmagazinare din sectorul privat din România;
    – asigurarea unei dezvoltări durabile, prin utilizarea de tehnologii moderne şi eficiente, care să asigure un grad ridicat de securitate şi siguranţă, atât pe amplasamentul depozitului, cât şi în vecinătatea acestuia.

        Termen finalizare proiect: 2022 (termenul va fi actualizat funcţie de data finalizării şi punerii în funcţiune a obiectivelor colector nou şi staţie de uscare)
        Costurile de capital aferente proiectului au fost estimate la 87 milioane euro.




    8. Măsuri referitoare la diversificarea surselor
        Diversificarea surselor nu se limitează la necesitatea de a dezvolta interconectările între statele membre învecinate, ci şi la posibilitatea de a diversifica rute şi surse de aprovizionare, dacă este fezabil, în vederea asigurării aprovizionării cu gaze pentru toţi consumatorii.
        Conform noii reglementări europene privind siguranţa în aprovizionarea cu gaze naturale şi anume Regulamentul (UE) nr. 2017/1938 din 25 octombrie 2017 care prevede îndeplinirea mai multor obiective, printre care:
    - realizarea de către ENTSOG a unei simulări la nivelul UE pentru situaţia de întrerupere a furnizării sau de defecţiune a sistemului cu scopul de a identifica principalele riscuri la nivelul UE privind întreruperea alimentării cu gaze naturale;
    – cooperarea dintre Statele Membre în cadrul grupurilor regionale cu scopul de a evalua riscurile comune privind siguranţa în aprovizionare şi pentru a elabora şi conveni asupra unor măsuri comune preventive şi de răspuns;
    – introducerea principiului solidarităţii conform căruia Statele Membre trebuie să se ajute reciproc astfel încât să garanteze în permanenţă aprovizionarea cu gaze naturale pentru consumatorii vulnerabili chiar şi în timpul celor mai severe situaţii de criză;
    – îmbunătăţirea transparenţei: companiile de gaze naturale trebuie să notifice în mod oficial autoritatea naţională privind contractele pe termen lung care pot fi relevante pentru siguranţa în furnizare;
    – stabilirea unui cadru prin care decizia privind o curgere permanentă bidirecţională a conductelor ia în calcul opiniile tuturor ţărilor UE pentru care respectivul proiect aduce un beneficiu.

    a. Interconectări ale SNT cu sistemele similare din statele vecine
        Sistemul Naţional de Transport al gazelor naturale (SNT) din România este operat de Transgaz, operatorul tehnic al sistemului de transport (OST). Capacitatea de transport a gazelor naturale este asigurată prin reţeaua de conducte şi racorduri de alimentare, cu diametre cuprinse între 50 şi 1.200 mm şi lungimea totală de 12.585 km (13.138 km incluzând şi conductele de tranzit), la presiuni de operare cuprinse între 6 şi 35 bar.
        SNT este conectat cu statele vecine, respectiv cu Ucraina, Ungaria, Moldova şi Bulgaria, prin intermediul a cinci puncte de interconectare, având în prezent următoarea capacitate:
    - Medieşul Aurit (Ucraina, UkrTransGas -> România, Transgaz): punct de intrare în zona de nord a ţării, cu o capacitate anuală de import de 4,0 mld m.c.;
    – Isaccea (Ucraina, UkrTransGas -> România, Transgaz): punct de intrare în zona de est a ţării, cu o capacitate anuală de import de 8,6 mld m.c.;
    – Csanedpalota (Ungaria, FGSZ -> România, Transgaz): punct de intrare şi ieşire în/din zona de vest a ţării, cu o capacitate operaţională de 1,75 mld m.c.
    – Iaşi-Ungheni (România, Transgaz -> Moldova, Moldovatransgaz): punct de ieşire din zona de est a ţării, cu o capacitate anuală de 1,5 mld m.c.;
    – Giurgiu-Ruse (România, Transgaz -> Bulgaria, Bulgartransgaz):punct de ieşire din zona de sud a ţării, cu o capacitate anuală de 1,5 mld m.c..

        Punctele de interconectare transfrontalieră ale SNT şi conductele de transport internaţional gaze naturale din sud-estul României (a se vedea imaginea asociată)
        Sursa: Planul de dezvoltare a sistemului naţional de transport al gazelor naturale pentru perioada 2018-2027

    a.1. Interconectare România - Bulgaria (Giurgiu - Ruse)
    - conducta de interconectare este proiectată cu flux invers. Proiectul este cofinanţat de Uniunea Europeană, prin Programul Energetic European pentru Redresare, în conformitate cu Decizia de Finanţare nr. C(2010)5962/06.09.2010.
    – În data de 4 noiembrie 2016, s-a finalizat tragerea pe sub Dunăre a conductei de rezervă DN 500 în lungime de 2100 metri. În data de 11 noiembrie 2016 a fost pus în funcţiune firul principal al interconectorului.
    – Termenul pentru asigurarea unor capacităţi de transport bi-direcţional este finalul anului 2019.
    – caracteristici tehnice: DN 500, Capacitate = 1,5 mld.mc/an şi P(m)ax = 40 bar

    a.2. Interconectarea România - Ungaria (pe direcţia Arad - Szeged)
    - a fost pusă în funcţiune în luna iulie 2010 (sensul de curgere este din Ungaria către România). Începând cu data de 1 noiembrie 2014 se asigură curgerea bi-direcţională permanentă la presiune de 20 bari şi o capacitate fermă de transport de 10.000 m.c./oră şi o capacitate întreruptibilă de transport de 40.000 m.c./oră. Pentru a fi posibilă creşterea capacităţii de transport pe direcţia România - Ungaria la o valoare de 1,75 mld. m.c./an şi asigurarea ulterioară a capacităţii maxime de 4,4 mld. m.c./an sunt necesare dezvoltări tehnice atât la nivelul sistemului românesc de transport, cât şi la nivelul celui din Ungaria.
    – Condiţiile tehnice care să permită un flux de gaze bidirecţional pe interconectarea România- Ungaria se vor realiza prin proiectul "Conductă de gaze din Bulgaria în Austria, via România şi Ungaria", respectiv prin proiectul SNTGN TRANSGAZ S.A., "Dezvoltarea pe teritoriul României a Sistemului de Transport Gaze Naturale pe Culoarul Bulgaria-România-Ungaria-Austria" (BRUA), termenul pentru faza I, de asigurare a debitului bidirecţional de 1,75 miliarde de metri cubi/an este finalul anului 2019, iar capacitatea maximă de 4,4 miliarde mc/an va fi asigurată prin implementarea BRUA faza II.
    – caracteristici tehnice: DN 700, Capacitate = 1,75 mld.mc/an şi P(m)ax = 63 bar

    a.3. Interconectarea România - Moldova
    - conducta de interconectare Iaşi-Ungheni a fost inaugurată în data de 27.08.2014. Pentru a se putea asigura parametrii prevăzuţi în fişa tehnică a interconectării Sistemelor Naţionale de Transport Gaze Naturale din România şi Republica Moldova, pe direcţia Iaşi - Ungheni, sunt necesare realizarea unor dezvoltări suplimentare atât în sistemul românesc de transport gaze naturale, cât şi în cel al Republicii Moldova. Cu prilejul ultimei Sesiuni a Comisiei mixte Interguvernamentale de colaborare economică dintre România şi R.Moldova, care a avut loc la Chişinău în perioada 3-4 noiembrie 2016, părţile au agreat că SNTGN TRANSGAZ S.A va depune toate eforturile necesare pentru construcţia gazoductului Ungheni-Chişinău, în conformitate cu proiectul elaborat şi aprobat de către ambele părţi, până la sfârşitul trimestrului I 2019.
    – Ministerul Energiei a emis în anul 2017 autorizaţia de construcţie a conductelor de transport al gazelor naturale pe ruta Oneşti-Gherasti şi Gherasti-Leţcani. Cele doua conducte, cu o lungime totala de 165.15 kilometri, urmează să fie conectate la gazoductul Iaşi-Ungheni. Construcţia efectivă a celor doua conducte este estimată să înceapă în 2018, iar intrarea în operare este programată pentru anul 2019. Dezvoltarea infrastructurii de transport al gazelor naturale în zona de Nord-Est a României (în judeţele Bacău, Neamţ şi Iaşi) va îmbunătăţi aprovizionarea cu gaze a consumatorilor din regiune şi va asigura capacitatea de transport necesara către Republica Moldova
    – caracteristici tehnice: DN 700, Capacitate = 1,5 mld.mc/an şi P(m)ax = 55 bar

    a.4. Interconectare cu UCRAINA:
    - Conducta de interconectare Orlovka (UA) - Isaccea (RO) cu următoarele caracteristici: DN 1000, Capacitate = 8,6 mld.mc/an şi P(m)ax = 55 bar;
    – Conducta de interconectare Tekovo (UA) - Medieşu Aurit (RO) cu următoarele caracteristici: DN 700, Capacitate = 4,0 mld.mc/an, şi P(m)ax = 70 bar.


    b. Interconectarea sistemului naţional de transport gaze naturale cu conducta de transport internaţional gaze naturale T1 şi reverse flow Isaccea (a se vedea imaginea asociată)
        Sursa: Planul de dezvoltare a sistemului naţional de transport al gazelor naturale pentru perioada 2018-2027
        Proiectul este necesar deoarece:
    - prin implementarea sa se creează un culoar de transport gaze naturale între pieţele din Grecia, Bulgaria, România şi Ucraina, în condiţiile în care se realizează şi interconectarea între Grecia şi Bulgaria
    – contractul de transport gaze naturale aferent capacităţii conductei T1 a expirat la 1 octombrie 2016. Începând cu anul gazier 2016 - 2017 capacitatea de transport gaze naturale a conductei T1 se comercializează pe bază de licitaţii, conform codului european privind mecanisme de alocare a capacităţilor în punctele de interconectare transfrontalieră şi a Ordinului ANRE nr. 34/2016
    – se vor putea asigura fluxuri fizice reversibile în punctul Negru Vodă 1, conform cerinţelor regulamentului (UE) nr. 1938/2017
    – prin implementarea sa se crează posibilitatea preluării în sistemul românesc de transport a gazelor naturale descoperite în Marea Neagră, pentru valorificarea acestora pe piaţa românească şi pe pieţele regionale

        Proiectul va consta în următoarele:
        ● Faza I:
    - Lucrări de interconectare între SNT şi conducta de transport internaţional T1, în zona staţiei de măsurare Isaccea;
    – Reparaţia conductei Dn 800 mm Cosmeşti - Oneşti (66,0 km).

        ● Faza II:
    - Modernizarea şi amplificarea Staţiei de comprimare Siliştea;
    – Modernizarea şi amplificarea Staţiei de comprimare Oneşti;
    – Modificări în interiorul NT Siliştea, NT Şendreni şi NT Oneşti.


        Proiectul nu dezvoltă capacităţi suplimentare pe punctul de intrare/ieşire în SNT la Negru Vodă.
        Termen estimat de finalizare: anul 2018 pentru Faza I, respectiv anul 2019 pentru Faza II
        Valoarea estimată a investiţiei: 100,55 milioane EURO.
        Proiectul a fost inclus în ediţia 2017 a TYNDP şi face parte şi din cea de a treia listă PCI/2017 a proiectelor de interes comun la nivelul Uniunii Europene la secţiunea 6.24.10 poziţia 1, parte a Coridorului prioritar NSI EAST.

    c. Dezvoltarea pe teritoriul României a SNT pe coridorul Bulgaria - România - Ungaria - Austria (BRUA) (a se vedea imaginea asociată)
        Sursă: Planul de dezvoltare a sistemului naţional de transport al gazelor naturale pentru perioada 2018-2027
        Având în vedere trendul ascendent al dependenţei Uniunii Europene de importuri de gaze naturale, pe fondul creşterii constante a cererii, precum şi al scăderii producţiei interne, asigurarea securităţii în aprovizionarea cu gaze naturale reprezintă o necesitate.
        În prezent, la nivel european se află în curs de implementare o serie de proiecte majore care să permită diversificarea surselor de alimentare cu gaze naturale a Europei prin transportul gazelor naturale extrase atât din perimetrele din Marea Caspică, cât şi a celor disponibile din terminale LNG spre Europa Centrală:
    - amplificarea South Caucasus Pipeline;
    – construirea conductei Trans-Anatolian Pipeline (TANAP);
    – construirea conductei Trans Adriatic Pipeline (TAP);
    – construirea interconectorului Grecia - Bulgaria (IGB).

        Prin implementarea acestor proiecte se creează posibilitatea transportului unor volume de gaze naturale din zona Marii Caspice până la graniţa de sud a României.
        În aceste condiţii se impune adaptarea Sistemului Naţional de Transport gaze naturale la noile perspective, prin extinderea capacităţilor de transport gaze naturale între punctele existente de interconectare ale sistemului românesc de transport gaze naturale cu cel al Bulgariei (la Giurgiu) şi al Ungariei (la Nădlac).
        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, Transgaz 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.
        Proiectul Dezvoltarea pe teritoriul României a Sistemului Naţional de Transport Gaze Naturale pe coridorul Bulgaria-România-Ungaria-Austria (BRUA) constă în construirea unei conducte noi de transport gaze care va conecta Nodul Tehnologic Podişor cu Staţia de Măsurare Gaze (SMG) Horia pe direcţia Podişor-Corbu - Hurezani - Haţeg - Recaş - Horia.
        Proiectul "Dezvoltarea pe teritoriul României a Sistemului Naţional de Transport Gaze Naturale pe Coridorul Bulgaria - România - Ungaria - Austria", vizează dezvoltări ale capacităţilor de transport gaze naturale între interconectările dintre sistemul românesc de transport gaze naturale şi sistemele similare ale Bulgariei şi Ungariei, mai precis, constă în construirea unei conducte noi de transport gaze naturale care să realizeze legătura între Nodul Tehnologic Podişor şi SMG Horia.
        Proiectul BRUA este prevăzut în Planul de dezvoltare european TYNDP 2017 şi este propus pentru includere şi în ediţia 2018 a Planului de dezvoltare european - TYNDP 2018. De asemenea a fost inclus pe lista actualizată a proiectelor de interes comun publicată în luna noiembrie 2017 ca şi anexă la Regulamentul nr. 347/2013. Astfel, lista actualizată a Proiectelor de Interes Comun (Lista 3/2017) a Uniunii, cuprinde Proiectul la secţiunile 6.24.1 poziţia a doua şi 6.24.4 poziţia a patra în cadrul "Grupului de proiecte care presupune creşterea etapizată a capacităţii coridorului de transport bidirecţional Bulgaria - România - Ungaria -Austria (cunoscut în prezent ca şi ROHUAT/BRUA) care va permite 1,75 mld. mc/an în prima fază şi 4,4 mld. mc/an în cea de a doua fază, cu posibilitatea preluării inclusiv a noilor resurse de la Marea Neagră".
        În cadrul acestui grup de proiecte se regăseşte Proiectul BRUA, implementarea acestuia realizându-se în două faze:
    - Dezvoltarea pe teritoriul României a unei capacităţi de transport gaze naturale pe coridorul Podişor-Recaş, incluzând o nouă conductă, staţie de măsurare şi 3 staţii noi de comprimare la Podişor, Bibeşti şi Jupa - 6.24.1 poziţia a doua în Lista 3 PCI/2017;
    – Extinderea pe teritoriul României a capacităţii de transport gaze naturale de la Recaş la Horia către Ungaria până la 4,4 mld.mc/a şi amplificarea staţiilor de comprimare de la Podişor, Bibeşti şi Jupa - 6.24.4 poziţia a patra în Lista 3 PCI/2017.

        Mai mult, pe lista de priorităţi a grupului de lucru CESEC (Central East South Europe Gas Connectivity) a fost inclus şi Proiectul BRUA, astfel:
    - Faza I a Proiectului BRUA a fost inclusă pe lista proiectelor prioritare;
    – Faza II a Proiectului BRUA a fost inclusă pe lista proiectelor prioritare condiţionate.

        Printre altele, importanţa proiectului pentru România rezidă în:
    - asigurarea unui grad adecvat de interconectivitate cu ţările vecine;
    – crearea unor rute de transport gaze naturale la nivel regional pentru a asigura transportul gazelor naturale provenite din diverse noi surse de aprovizionare;
    – crearea infrastructurii necesare preluării şi transportului potenţialelor volume de gaze naturale din perimetrele off-shore din Marea Neagră în scopul valorificării acestora pe piaţa românească şi pe alte pieţe din regiune;
    – contribuţia adusă la crearea pieţei unice integrate la nivelul Uniunii Europene.

        Prevăzut a fi dezvoltat în două etape, la care se adaugă conectarea posibilelor volume de gaze naturale ce vor fi produse prin exploatarea rezervelor offshore ale României din Marea Neagră, proiectul necesită investiţii de aproximativ 813 milioane Euro, având ca termen de punere în funcţiune anul 2019. În cadrul primelor două etape, prin care se realizează, practic, conexiunea interconectărilor RO-BG şi RO-HU, se vor construi 3 staţii de comprimare şi o conducta nouă (în lungime de 428 km), necesarul de investiţii fiind de cca. 550 milioane Euro.
        Transgaz are în vedere dezvoltarea etapizată a Proiectului BRUA:
        ● Faza I care constă în realizarea următoarelor obiective:
    - conductă Podişor - Recaş 32" x 63 bar în lungime de 479 km;
    – trei staţii de comprimare gaze (SC Podişor, SC Bibeşti şi SC Jupa), fiecare staţie fiind echipată cu două agregate de comprimare (unul în funcţiune şi unul în rezervă), cu posibilitatea de asigurare a fluxului bidirecţional de gaze.

        ● Faza II care constă în realizarea următoarelor obiective:
    - conductă Recaş - Horia 32" x 63 bar în lungime de aproximativ 50 km;
    – amplificarea celor trei staţii de comprimare (SC Podişor, SC Bibeşti şi SC Jupa) prin montarea unui agregat suplimentar de comprimare în fiecare staţie;
    – amplificarea staţiei de măsurare gaze existente SMG Horia.


        Implementarea Proiectului BRUA are drept rezultat asigurarea posibilităţii fizice de curgere bidirecţională permanentă între interconectările cu Bulgaria şi cu Ungaria, asigurându-se următoarele capacităţi de transport gaze naturale:
    - capacitate de transport spre Ungaria de 1,75 mld. Smc/an, respectiv de 1,5 mld. Smc/an spre Bulgaria la finalizarea Fazei I;
    – capacitate de transport spre Ungaria de 4,4 mld. Smc/an, respectiv de 1,5 mld. Smc/an spre Bulgaria la finalizarea Fazei II.

        Termen estimat de finalizare: anul 2019 pentru Faza I, respectiv anul 2022 pentru Faza II.
        Valoarea totală a investiţiei: 547,4 milioane Euro, defalcată astfel:
        ● Faza I.: 478,6 mil Euro
        ● Faza II.: 68,8 mil Euro

        Având în vedere statutul de proiect de interes comun, Proiectul BRUA fiind inclus şi în prima listă PCI la poziţia 7.1.5, Transgaz a obţinut o finanţare nerambursabilă prin programul Connecting Europe Facility pentru proiectarea celor trei staţii de comprimare.

    d. Dezvoltarea pe teritoriul României a Coridorului Sudic de Transport pentru preluarea gazelor naturale de la ţărmul Mării Negre (a se vedea imaginea asociată)
        Sursă: Planul de dezvoltare a sistemului naţional de transport al gazelor naturale pentru perioada 2018-2027
        În contextul în care Europa devine tot mai dependentă de importuri de gaze naturale, accesul la noi surse devine o necesitate imperioasă.
        Studiile şi evaluările realizate până în prezent au evidenţiat zăcăminte de gaze naturale semnificative în Marea Neagră. Mai mult, Proiectul AGRI are în vedere transportul gazelor naturale din zona Mării Caspice până la ţărmul Marii Negre.
        În aceste condiţii dezvoltarea pe teritoriul României a unei infrastructuri de transport gaze naturale de la ţărmul Mării Negre până la graniţa România-Ungaria reprezintă una din priorităţile majore ale TRANSGAZ.
        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.
        Obiectivul major al acestei investiţii constă în construirea unei conducte telescopice de transport gaze naturale Tuzla - Podişor, în lungime de 308,2 km şi Dn 1200 respectiv Dn 1000, care să facă legătura între resursele de gaze naturale disponibile la ţărmul Mării Negre şi coridorul BULGARIA - ROMÂNIA - UNGARIA - AUSTRIA, astfel asigurându-se posibilitatea transportului gazelor naturale spre Bulgaria şi Ungaria prin interconectările existente Giurgiu - Ruse (cu Bulgaria) şi Nădlac - Szeged (cu Ungaria). De asemenea, această conductă se va interconecta cu actuala conductă internaţională de transport gaze naturale T1.
        Capacitatea de transport este de 8,14 mil.mc/an conform procedurii Open-Season prezentate pe site-ul Transgaz.
        Importanţa proiectului la nivel european se reflectă prin includerea acestuia în:
    - Planul de dezvoltare european TYNDP 2017;
    – lista 3 PCI/2017 a proiectelor de interes comun, secţiunea 6.24.4, poziţia 5 "Conductă ţărmul Mării Negre - Podişor (RO) pentru preluarea gazelor din Marea Neagră"
    – lista proiectelor prioritare condiţionate elaborată în cadrul grupului CESEC.

        Termen estimat de finalizare: trim IV 2020, acesta depinzând de graficele de realizare ale proiectelor offshore din amonte.
        Valoarea estimată a investiţiei: 298,4 milioane Euro.
        În condiţiile în care proiectul va îndeplini toate criteriile de eligibilitate prevăzute în Regulamentul nr. 347/2013, Transgaz intenţionează să depună o cerere de investiţie în vederea accesării unui grant nerambursabil pentru lucrări prin mecanismul Connecting Europe Facility.

    e. Dezvoltări ale SNT în zona de Nord - Est a României în scopul îmbunătăţirii aprovizionării cu gaze naturale a zonei precum şi a asigurării capacităţilor de transport spre/dinspre 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 conducta de interconectare dintre România şi Republica Moldova (Iaşi - Ungheni), de a oferi capacităţi de transport gaze naturale spre/dinspre Republica Moldova, sunt necesare o serie de dezvoltări în sistemul românesc de transport gaze naturale astfel încât să poată fi asiguraţi parametrii tehnici adecvaţi cerinţelor de consum din regiunile vizate.
 (a se vedea imaginea asociată)
        Sursa: Planul de dezvoltare a sistemului naţional de transport al gazelor naturale pentru perioada 2018-2027
        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.
        În scopul eficientizării atât a procesului de implementare, cât şi al obţinerii de finanţări în cadrul programelor puse la dispoziţie din fonduri europene de dezvoltare regională, proiectul a fost împărţit în sub-proiecte.
        Descrierea proiectului:
    - Construirea unei conducte de transport gaze naturale noi DN 700, Pn 55 bar, pe direcţia Oneşti -Gherăeşti în lungime de 104 km. Traseul acestei conducte va fi paralel în mare parte cu conductele existente DN 500 Oneşti - Gherăeşti;
    – Construirea unei conducte noi de transport gaze naturale DN 700, Pn 55 bar, pe direcţia Gherăeşti - Leţcani în lungime de 61 km. Această conductă va înlocui conducta existentă DN 400 Gherăeşti - Iaşi pe tronsonul Gherăeşti - Leţcani;
    – Construirea unei Staţii de comprimare gaze noi la Oneşti, având o putere instalată de 9,14 MW, 2 compresoare de câte 4,57 MW, unul activ şi unul de rezervă;
    – Construirea unei Staţii de comprimare gaze noi la Gherăeşti, având o putere instalată de 9,14 MW, 2 compresoare de câte 4,57 MW, unul activ şi unul de rezervă.

        Termen estimat de finalizarea a proiectului: 2019
        Valoarea totală estimată a investiţiei: 152,7 milioane Euro.
        Prin realizarea acestui proiect, va putea fi asigurată presiunea necesară şi capacitatea de transport de 1,5 mld.mc/an în punctul de interconectare dintre sistemele de transport ale României şi Republicii Moldova.
        Proiectul "Dezvoltarea capacităţii de transport a SNT în vederea asigurării fluxului de gaze naturale pe direcţia România - Republica Moldova" a fost acceptat ca eligibil conform condiţiilor stabilite de Programul Operaţional Infrastructura Mare (POIM). În cadrul acestui program, Axa Prioritară (AP) 8. - Obiectivul Strategic (OS) 8.2 - "Creşterea gradului de interconectare a Sistemului Naţional de Transport a gazelor naturale cu alte state vecine", are o alocare financiară de circa 55 milioane euro.

    f. Amplificarea coridorului bidirecţional de transport gaze naturale Bulgaria - România - Ungaria - Austria (BRUA Etapa 3) (a se vedea imaginea asociată)
        Sursa: Planul de dezvoltare a sistemului naţional de transport al gazelor naturale pentru perioada 2018-2027
        În funcţie de volumele de gaze naturale disponibile la ţărmul Mării Negre, (care nu vor putea fi preluate de Culoarul BRUA), pe termen lung se are în vedere dezvoltarea capacităţii de transport pe culoarul Oneşti - Coroi - Haţeg - Nădlac.
        Dezvoltarea acestui culoar de transport gaze naturale presupune următoarele:
    - reabilitarea unor conducte existente ce aparţin SNT;
    – înlocuirea unor conducte existente ce aparţin SNT sau conducte noi instalate în paralel cu conductele existente;
    – dezvoltarea a 4 sau 5 staţii noi de comprimare cu o putere totală instalată de aprox. 66 - 82,5MW
    – creşterea capacităţi de transport gaze naturale spre Ungaria cu 4,4 mld.mc/an.


    Descrierea proiectului:
        În prezent Transgaz a elaborat studiul de prefezabilitate privind dezvoltarea acestui culoar de transport gaze naturale, iar în vederea optimizării şi eficientizării atât a procesului de implementare, cât şi a posibilităţilor de atragere a unor finanţări nerambursabile, culoarul a fost împărţit în două proiecte.
        Cele două proiecte sunt:
    1. Asigurarea curgerii reversibile pe interconectarea România - Ungaria:
    - Proiect PCI: 6.24.10 poziţia 2;
    – Coridor prioritar: NSI EAST.
        Proiectul va consta în următoarele:
    - Conductă nouă de transport gaze naturale Băcia - Haţeg - Horia - Nădlac în lungime de aproximativ 280 km;
    – Doua staţii noi de comprimare gaze naturale amplasate de-a lungul traseului.


    2. Dezvoltarea SNT între Oneşti şi Băcia:
    - Proiect PCI: 6.24.10 poziţia 2.
    – Coridor prioritar: NSI EAST
        Proiectul va consta în următoarele:
    - Reabilitarea unor tronsoane de conductă;
    – Înlocuirea unor conducte existente cu conducte noi cu diametru şi presiune de operare mai mare;
    – Două sau trei staţii noi de comprimare gaze naturale.



        Proiectele de mai sus au fost comasate pe lista actualizată (Lista 3/2017) a proiectelor de interes comun publicată ca şi anexă la Regulamentul nr. 347/2013 fiind incluse la poziţia 6.24. sub denumirea "Amplificarea coridorului de transport bidirecţional Bulgaria - România - Ungaria - Austria (BRUA faza 1, 2 şi 3) ".
        Termen de finalizare pentru întreg coridorul: anul 2023
        Valoarea estimată a investiţiei: 530 milioane Euro
        Realizarea acestui coridor depinde în continuare de evoluţia cererii de capacitate, respectiv de rezultatele proceselor de explorare/exploatare a zăcămintelor de gaze naturale din Marea Neagră sau din alte perimetre on-shore, o decizie finală de investiţie putând fi luată doar în momentul în care cererea de capacităţi suplimentare este confirmată prin acorduri şi contracte de rezervare.

    g. Noi dezvoltări ale SNT în scopul preluării gazelor de la ţărmul Mării Negre (a se vedea imaginea asociată)
        Sursa: Planul de dezvoltare a sistemului naţional de transport al gazelor naturale pentru perioada 2018-2027
        Având în vedere zăcămintele de gaze naturale descoperite în Marea Neagră, Transgaz intenţionează extinderea SNT cu scopul creării unui punct suplimentar de preluare a gazelor naturale provenite din perimetrele de exploatare submarine ale Mării Negre.

    Descrierea proiectului
        Transgaz a finalizat studiul de fezabilitate pentru o conductă de transport în lungime de aproximativ 25 km şi diametru Dn 500, de la ţărmul Mării Negre până la conducta existentă de transport internaţional T1. Capacitatea de transport este 1,1 mld.mc/an - conform procesului Open-Season publicat pe site-ul Transgaz.
        Termen estimat de finalizare: anul 2019, acesta depinzând de graficele de realizare a proiectelor offshore din amonte.
        Valoarea estimată a investiţiei: 9,14 milioane Euro.

    h. Interconectarea România - Serbia - interconectarea Sistemului Naţional de Transport gaze naturale cu sistemul similar de transport gaze naturale din Serbia (a se vedea imaginea asociată)
        Sursa: Planul de dezvoltare a sistemului naţional de transport al gazelor naturale pentru perioada 2018-2027
        În contextul prevederilor Strategiei Europene privind Uniunea Energiei şi a acţiunilor de implementare a obiectivelor acestei strategii (competitivitate, sustenabilitate şi securitatea aprovizionării cu energie), România acordă interes deosebit asigurării dimensiunii securităţii energetice, dezvoltării infrastructurii energetice prin diversificarea surselor şi rutelor de transport energetic, întăririi solidarităţii între statele membre şi asigurării funcţionării eficiente a pieţei energiei.
        În scopul întăririi gradului de interconectivitate între sistemele de transport gaze naturale din statele membre UE şi al creşterii securităţii energetice în regiune, se înscrie şi proiectul privind realizarea interconectării Sistemului Naţional de Transport gaze naturale din România cu cel din Serbia.
        Varianta analizată de export gaze naturale spre Serbia este de preluare a gazelor naturale din viitoarea conductă BRUA (faza I). Cel mai apropiat punct al conductei BRUA de graniţa dintre România şi Serbia este localitatea Mokrin, zona Timiş - Arad.
        Proiectul "Interconectarea Sistemului Naţional de Transport gaze naturale cu sistemul similar de transport gaze naturale din Serbia" constă în construirea unei conducte de interconectare a sistemului naţional de transport gaze naturale cu sistemul de transport gaze naturale din Serbia pe direcţia Recaş - Mokrin în lungime de aproximativ 97 km.

    Descrierea proiectului:
        Proiectul va consta în următoarele:
        ● Construirea unei conducte noi de interconectare pe direcţia Recaş - Mokrin în lungime de aprox 97 km din care 85 km pe teritoriul României şi 12 km pe teritoriul Şerbiei cu următoarele caracteristici:
    - Presiunea în conducta BRUA zona Recaş: 50 - 54 bar (PN BRUA - 63 bar);
    – Diametrul Conductei de interconectare: Dn 600;
    – Capacitate transport: max. 1 mld Smc/an (115 000 Smc/h), Presiune în Mokrin: 48,4 - 52,5 bar;
    – Capacitate transport: max. 1,6 mld Smc/an (183 000 Smc/h), Presiune în Mokrin: 45,4 - 49,9 bar.

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

        Termen estimat de finalizare: anul 2020
        Valoarea totală estimată a investiţiei: 50,7 milioane EURO din care:
    - 40,9 mil EURO conductă pe teritoriul României (inclusiv gările de lansare primire PIG)
    – 8,3 mil EURO conductă pe teritoriul Şerbiei (inclusiv gară de lansare primire PIG şi staţie de reglare)
    – 1,5 mil EURO staţia de măsurare gaze naturale (amplasată pe teritoriul României)

        Termen estimat de finalizare: 2020
        Exportul de gaze naturale spre Serbia se va realiza după finalizarea proiectului BRUA (faza I).
        În situaţia în care vor fi preluate gaze naturale din Serbia spre România, acestea pot fi direcţionate la consum în zona Timişoara - Arad, prin conducta DN 600 Horia - Maşloc - Recaş (25 bar), la presiuni mai mici decât în conducta BRUA .

    i. Modernizare SMG Isaccea 1 şi SMG Negru Vodă 1 (a se vedea imaginea asociată)
        Sursa: Planul de dezvoltare a sistemului naţional de transport al gazelor naturale pentru perioada 2018-2027
        În vederea creşterii gradului de asigurare a securităţii energetice în regiune au fost semnate următoarele Acorduri de Interconectare:
    - Acordul de Interconectare pentru Punctul de Interconectare Isaccea 1, încheiat cu PJSC Ukrtransgaz, Ucraina, în data de 19.07.2016;
    – Acordul de Interconectare pentru Punctul de Interconectare Negru Vodă 1, încheiat cu Bulgartransgaz, Bulgaria, în data de 19.05.2016.

        Printre acţiunile prevăzute în aceste Acorduri se numără şi modernizarea staţiilor de măsurare gaze naturale din cele două puncte de interconectare.
        Proiectul "Modernizare SMG Isaccea 1 şi SMG Negru Vodă 1" constă în construirea a două staţii noi de măsurare gaze naturale în incintele existente ale Staţiilor de Măsurare.

    Descrierea proiectului:
    1. Staţie de măsurare SMG Isaccea 1
        Staţia de Măsurare modernizată va fi dotată cu instalaţie de separare/filtrare şi instalaţie de măsurare:
        ● Separarea/filtrarea este asigurată de o baterie de separare/filtrare.
        ● Instalaţia de măsurări va fi compusă din mai multe linii de măsurare paralele (în operare şi în rezervă) echipate cu contoare cu ultrasunete în scopul măsurării cantităţilor de gaze naturale livrate, fiecare linie fiind echipată identic cu trei sisteme de măsurare independente (Pay, Check şi Verificare). Sistemele independente Pay şi Check vor utiliza contoare cu ultrasunete dual, iar sistemele de Verificare vor utiliza un contor cu ultrasunete simplu.

        Numărul liniilor de măsurare este suficient pentru a permite măsurarea cantităţilor de gaze naturale ce vor fi livrate prin SMG. Numărul de linii în operare va depinde de cantităţile de gaze naturale ce urmează a fi vehiculate prin SMG. Pentru verificarea menţinerii trasabilităţii contoarelor cu ultrasunete de pe liniile de măsurare, se vor înseria periodic cu o linie de măsurare de referinţă echipată cu contor cu trubină.
        În cazul în care unul dintre sisteme nu mai corespunde standardelor şi/sau limitelor de eroare stabilite, linia de măsurare respectivă se va închide şi se va retrage din operarea normală până la remedierea cauzelor care au produs aceste disfuncţionalităţi.
        Volumele rezultate din măsurarea independentă a sistemelor Pay, Check şi Verificare vor fi monitorizate continuu.

    2. Staţia de măsurare SMG Negru Vodă 1
        Staţia de Măsurare modernizată va fi dotată cu instalaţie de separare/filtrare şi instalaţie de măsurare
        ● Separarea/filtrarea este asigurată de o baterie de separare/filtrare.
        ● Instalaţia de măsurare va fi compusă din mai multe linii de măsurare paralele (în operare şi în rezervă) echipate cu contoare cu ultrasunete în scopul măsurării cantităţilor de gaze naturale livrate, fiecare linie fiind echipată identic cu două sisteme de măsurare independente (Pay şi Check). Sistemele independente Pay şi Check vor utiliza contoare cu ultrasunete dual.

        Numărul liniilor de măsurare este suficient pentru a permite măsurarea cantităţilor de gaze naturale ce vor fi livrate prin SMG. Numărul de linii în operare, va depinde de cantităţile de gaze naturale ce urmează a fi vehiculate prin SMG. Pentru verificarea menţinerii trasabilităţii contoarelor cu ultrasunete de pe liniile de măsurări, se vor înseria periodic cu o linie de măsurare de referinţă echipată cu contor cu turbină.
        Proiectul presupune modernizarea celor două staţii de măsurare pentru capacităţile existente şi oferă posibilitatea funcţionării în regim bidirecţional şi la Isaccea.
        În cazul în care unul dintre sisteme nu mai corespunde standardelor şi/sau limitelor de eroare stabilite, linia de măsurare respectivă se va închide şi se va retrage din operarea normală până la remedierea cauzelor care au produs aceste disfuncţionalităţi.
        Volumele rezultate din măsurarea independentă a sistemelor Pay şi Check vor fi monitorizate continuu.
        Termen estimat de finalizare: anul 2019
        Valoarea totală estimată a investiţiei: 13,9 milioane EURO din care:
    - 7,1 mil EURO modernizare SMG Isaccea 1
    – 6,8 mil EURO modernizare SMG Negru Vodă 1



    j. Interconectarea sistemului naţional de transport gaze naturale cu sistemul de transport gaze naturale din Ucraina, pe direcţia Gherăeşti - Siret - proiect nou (a se vedea imaginea asociată)
        Sursa: Planul de dezvoltare a sistemului naţional de transport al gazelor naturale pentru perioada 2018-2027
        Prin Planul de Dezvoltare al Sistemului Naţional de Transport Gaze Naturale, Transgaz şi-a propus creşterea gradului de interconectare al reţelei naţionale de transport gaze naturale la reţeaua de gaze naturale europeană. În acest sens, în completarea proiectului privind dezvoltări ale SNT în zona de Nord - Est a României în scopul îmbunătăţirii aprovizionării cu gaze naturale a zonei precum şi a asigurării capacităţilor de transport spre/dinspre Republica Moldova, Transgaz a identificat oportunitatea realizării unei interconectări a SNT cu sistemul de transport gaze naturale din Ucraina, pe direcţia Gherăeşti - Siret.

    Descrierea proiectului:
        Proiectul "Interconectarea sistemului naţional de transport gaze naturale România cu sistemul naţional de transport gaze naturale Ucraina pe direcţia Gherăeşti - Siret" constă în:
    - construirea unei conducte de transport gaze naturale şi a instalaţiilor aferente, pe direcţia Gherăeşti - Siret;
    – construirea unei staţii de măsurare gaze transfrontalieră;
    – amplificarea staţiilor de comprimare Oneşti şi Gherăeşti, dacă este cazul.

        Proiectul se află într-o fază incipientă, capacităţile care urmează să fie dezvoltate în cadrul acestui proiect vor fi stabilite ulterior.
        Termen estimat de finalizare: anul 2025
        Valoarea totală estimată a investiţiei: 125 milioane EURO


    9. Autoritatea Competentă
        Autoritatea Competentă care are competenţă în asigurarea securităţii energetice a României în domeniul gazelor naturale este Ministerul Energiei prin intermediul Serviciului Autoritatea Competentă Aprovizionare Gaze Naturale.
        Date de contact Autoritate Competentă:
        adresă: Splaiul Independenţei, nr. 202 E, sector 6, Bucureşti
        e-mail: gas_supply@energie.gov.ro;


    10. Concluzii
        În calitate de stat membru al Uniunii Europene, România este un furnizor de securitate energetică în regiune şi în Europa şi are potenţialul de a-şi întări acest rol, contribuind activ prin politica şi programele sale la atingerea obiectivelor Uniunii Europene în domeniul energetic.
        România promovează şi implementează o strategie integrată în sectorul gazier, atât pentru componenta de transport, cât şi pentru cea de înmagazinarea gazelor naturale, cu efecte pozitive în consolidarea cooperării regionale dintre România şi statele vecine. Strategia integrată este în acord cu obiectivele Uniunii Energetice şi se înscrie în noua dimensiune promovată de aceasta.
        Din perspectiva funcţionării pieţei de gaze naturale şi a dezvoltării pieţelor competitive şi integrate în regiunea Central şi Sud-Est Europeană în domeniul gazelor naturale în cadrul iniţiativei CESEC - Central East South Europe Gas Connectivity, România susţine diversificarea surselor de aprovizionare cu gaze a regiunii Central şi Sud-Est Europene şi încurajează dezvoltarea de proiecte în conformitate cu priorităţile stabilite la nivelul iniţiativei CESEC.
        În acest context, în România, furnizarea de gaze naturale pentru clienţii protejaţi este asigurată, în condiţii normale de piaţă şi - în situaţii de urgenţă - prin implementarea măsurilor prevăzute în Planul de Urgenţă.

    11. Glosar de termeni
        AC - Autoritate Competentă - Ministerul Energiei, prin intermediul Serviciului Autoritatea Competentă Aprovizionare Gaze Naturale
    Regulamentul nr. 1938/2017 - Regulamentul (UE) nr. 2017/1938 al Parlamentului European şi al Consiliului din 25 octombrie 2017 privind măsurile de garantare a siguranţei furnizării de gaze şi de abrogare a Regulamentului (UE) nr. 994/2010
        ME - Ministerului Energiei
        Legea nr. 123/2012 - Legea energiei electrice şi a gazelor naturale, publicată în Monitorul Oficial al României, Partea I, nr. 485 din 16 iulie 2012, cu modificările şi completările ulterioare
        ANRE - Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei
        ANRGN - Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Gazelor Naturale
        SNT - Sistemul Naţional de Transport gaze naturale
        CE - Comisia Europeană
        UR - utilizator reţea sistem de transport gaze naturale


    -----

Da, vreau sa primesc newsletterul zilnic cu stiri, noutati, articole, dezbateri pe teme juridice

Comentarii


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

Cod de securitate


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

Atentie, Juristi!

5 modele de Contracte, Cereri si Notificari modificate conform GDPR

Legea GDPR a modificat Contractele, Cererile sau Notificarile obligatorii

Va oferim Modele de Documente conform GDPR + Clauze speciale

Descarcati GRATUIT Raportul Special "5 modele de Contracte, Cereri si Notificari modificate conform GDPR"


Da, vreau sa primesc newsletterul zilnic cu stiri, noutati, articole, dezbateri pe teme juridice