Plan din 7 ianuarie 2016

1. Introducere

În anul 2012 România, prin intermediul Ministerului Economiei, a elaborat "Evaluarea riscurilor asociate cu securitatea aprovizionării cu gaze naturale". Acest document a fost întocmit în conformitate cu Articolul 9 din

Regulamentul (UE) 994/2010 .

Urmând aceeași linie de conformitate cu cerințele Regulamentului mai sus menționat, "Planul de Acțiuni Preventive" conține măsurile necesare pentru eliminarea sau minimizarea riscurilor identificate în "Evaluarea Riscurilor".

Planul de Acțiuni Preventive a fost elaborat și actualizat de Autoritatea Competentă, în baza consultărilor cu principalii actori de pe piața gazelor naturale din România. Atribuția punerii în aplicare a măsurilor prevăzute de

Regulamentul UE nr. 994/2010

revine Ministerului Energiei, în calitate de Autoritate Competentă, potrivit prevederilor

art. 102 lit. l) din Legea nr. 123/2012 .

Principalele teme abordate pe parcursul elaborării Planului au fost: matricea riscurilor, principalele scenarii de risc care pot influența semnificativ securitatea aprovizionării cu gaze naturale a României, și implicit a statelor membre din regiune, standardele privind infrastructura de gaze naturale, obligațiile impuse întreprinderilor din sectorul gazelor naturale în legătură cu funcționarea în siguranță a rețelei de gaze naturale și interconectările cu statele din regiune, membre sau nemembre ale Uniunii Europene.

"Evaluarea Riscurilor" a demonstrat, prin conceptul N-1, că standardele privind infrastructura de gaze naturale sunt îndeplinite de România, prin calcularea formulei rezultând valoarea de 100,681%. Acest concept (N-1) descrie capacitatea tehnică a infrastructurilor de gaze de a satisface cererea totală de gaze a zonei luate în calcul în cazul afectării infrastructurii unice principale de gaze pe parcursul unei zile cu cerere excepțional de mare, constatată statistic o dată la 20 de ani.

Infrastructura de gaze naturale a României, conform rezultatelor din "Evaluarea Riscurilor", poate face față aproape oricărui scenariu de risc din aprovizionare sau de afectare a infrastructurii principale de transport.

2. Cadrul legal

Planul de Acțiuni Preventive a fost redactat în conformitate cu prevederile

Regulamentului (UE) 994/2010

al Parlamentului European și al Consiliului din 20 octombrie 2010 privind măsurile de garantare a securității aprovizionării cu gaze naturale și de abrogare a

Directivei 2004/67/CE .

Articolul 4, paragraful 1 lit. a) din Regulament specifică următoarele:

Autoritatea competentă a fiecărui stat membru, după consultarea întreprinderilor din sectorul gazelor, a organizațiilor relevante care reprezintă interesele consumatorilor casnici și industriali de gaze și a autorității naționale de reglementare, în cazul în care aceasta este diferită de autoritatea competentă, elaborează, fără a aduce atingere alineatului (3), la nivel național un plan de acțiune preventiv conținând măsurile necesare pentru reducerea riscurilor identificate, în conformitate cu evaluarea de risc efectuată potrivit articolului 9.

De asemenea, în Articolul 5 din același Regulament se precizează:

(1) Planurile de acțiune preventive naționale și cele comune conțin:

(a) rezultatele evaluării riscurilor prevăzute la articolul 9;

(b) măsurile, volumele, capacitățile și timpul necesar pentru îndeplinirea standardelor privind infrastructura și aprovizionarea, prevăzute la articolele 6 și 8, inclusiv, dacă este cazul, proporția în care măsurile referitoare la cerere pot compensa îndeajuns, în timp util, o întrerupere a aprovizionării menționate la articolul 6 alineatul (2), identificarea infrastructurii unice principale de gaze de interes comun în cazul aplicării articolului 6 alineatul (3), precum și orice standard privind suplimentarea ofertei în conformitate cu articolul 8 alineatul (2);

(c) obligațiile impuse întreprinderilor din sectorul gazelor naturale și altor organisme relevante, inclusiv în legătură cu funcționarea sigură a rețelei de gaze;

(d) celelalte măsuri preventive, ca de exemplu, cele referitoare la necesitatea de a dezvolta interconectările între statele membre învecinate și posibilitatea de a diversifica rutele și sursele de aprovizionare cu gaze, dacă este fezabil, pentru gestionarea riscurilor identificate, în vederea asigurării aprovizionării cu gaze pentru toți consumatorii cât mai mult timp posibil;

(e) mecanismele care urmează să fie folosite în cadrul colaborării cu alte state membre pentru întocmirea și punerea în aplicare a planurilor de acțiune preventive comune și a planurilor de urgență comune menționate la articolul 4 alineatul (3), dacă este cazul;

(f) informații privind interconectările existente și viitoare, inclusiv cele care oferă acces la rețeaua de gaz a Uniunii, fluxurile transfrontaliere, accesul transfrontalier la instalațiile de stocare și capacitatea fizică de a transporta gazele în ambele direcții ("capacitate bidirecțională"), îndeosebi într-o situație de urgență;

(g) informațiile privind toate obligațiile de serviciu public legate de securitatea aprovizionării cu gaze.

(2) Planurile de acțiuni preventive naționale și cele comune, în special acțiunile care vizează atingerea standardelor privind infrastructura prevăzute la articolul 6, iau în considerare planul pe 10 ani de dezvoltare a rețelei la nivelul Uniunii care va fi elaborat de ENTSO pentru gaz în conformitate cu articolul 8 alineatul (10) din

Regulamentul (CE) nr. 715/2009 . (3) Planurile de acțiune preventive naționale și cele comune se bazează în primul rând pe măsuri de piață și iau în considerare impactul economic, eficacitatea și eficiența măsurilor adoptate, efectele asupra funcționării pieței interne a energiei și impactul asupra mediului și a consumatorilor și nu creează poveri inutile pentru întreprinderile din sectorul gazelor naturale, nici nu au un impact negativ asupra funcționării pieței interne a gazelor.

(3) Planurile de acțiune preventive naționale și cele comune se actualizează la fiecare doi ani, dacă împrejurările nu necesită o actualizare mai frecventă, și reflectă versiunea actualizată a evaluării riscurilor. Consultările prevăzute între autoritățile competente potrivit articolului 4 alineatul (2) au loc înainte de adoptarea versiunii actualizate a planului. În redactarea documentului s-a ținut cont, de asemenea, de Anexa II din

Regulamentul 994/2010 .

Principalele acte normative din legislația națională avută în vedere la elaborarea acestui plan sunt:

●

Legea nr. 123/2012

- legea energiei electrice și a gazelor naturale, cu modificările și completările ulterioare;

●

Ordinul ANRE nr. 161 din 19 decembrie 2014

- pentru aprobarea Metodologiei de alocare a cantităților de gaze naturale rezultate din activitatea de producție necesare acoperirii consumului clienților casnici și producătorilor de energie termică, numai pentru cantitatea de gaze naturale utilizată la producerea de energie termică în centralele de cogenerare și în centralele termice, destinată consumului populației;

●

Ordinul ANRE nr. 16 din 27 martie 2013

- privind aprobarea Codului rețelei pentru Sistemul național de transport al gazelor naturale, cu modificările și completările ulterioare;

●

Ordinul ANRE nr. 42 din 12 decembrie 2012

- pentru aprobarea Regulamentului privind furnizarea gazelor naturale la clienți finali, cu modificările și completările ulterioare;

●

Decizia ANRE nr. 824/9 iunie 2004

- pentru aprobarea Regulamentului privind accesul reglementat la depozitele de înmagazinare subterană a gazelor naturale;

3. Rezultatele Evaluării Riscurilor

Din punct de vedere al surselor interne de aprovizionare, posibilele incidente ce pot afecta procesul de producție în amonte de Sistemul Național de Transport pot fi remediate în timp util (în cel mult 48 ore, durata medie de restabilire a situației normale fiind de aproximativ 8 ore) fără a avea impact semnificativ asupra furnizării de gaze naturale către consumatorii finali.
Procedurile interne ale producătorilor conferă o flexibilitate sporită a furnizării, existând mecanisme de redirecționare/compensare a capacităților indisponibile în timpul perioadei de intervenție.
Riscurile asociate activității de înmagazinare (injecție și extracție) sunt în special de natură comercială, diferența dintre prețul producției interne și prețul gazelor importate putând conduce la conjuncturi nefavorabile pentru procesul de stocare. Deoarece gazele naturale înmagazinate constituie surse de consum curent în perioada de iarnă - nu numai pentru acoperirea unor vârfuri de consum - este recomandabil ca pe viitor depozitele să devină exploatabile în regim multiciclu.
În ceea ce privește Sistemul Național de Transport, riscurile tehnice nu pot avea un efect determinant în declanșarea unei crize în aprovizionarea cu gaze naturale.
Operatorul Sistemului de Transport (SNTGN Transgaz SA) deține toate mijloacele și procedurile de intervenție în timp util, astfel încât durata medie de restabilire a aprovizionării cu gaze naturale în regiunea afectată fiind de 48 ore.
"Sensibilitatea" Sistemului Național de Transport este cauzată cu precădere de factori externi acestuia, în special pe direcțiile de import din Federația Rusă.
Matricea Riscurilor
Matricea riscurilor este modul adecvat de a reprezenta rezultatele unei evaluări calitative. Pe axa x sunt reprezentate clasele de consecințe (prezentând o creștere a daunelor de la stânga la dreapta). Pe axa y sunt reprezentate clasele de probabilități, având riscul de creștere de jos în sus. Produsul cartezian al ambelor axe oferă toate combinațiile posibile de probabilități și consecințe.
Codul de culoare (verde-galben-roșu) indică severitatea combinației probabilitate-consecințe. Fiecare scenariu este reprezentat în matricea riscurilor folosind un cod (numere, litere, acronime, etc).
┌─────────────────────────┬───────────────────────────────┐
│
Probabilitatea
│
Frecvență medie de apariție
│
├─────────────────────────┼───────────────────────────────┤
│Foarte scăzută
│Mai rar de o dată la 20 de ani │
├─────────────────────────┼───────────────────────────────┤
│Scăzută
│O dată la 10 ani
│
├─────────────────────────┼───────────────────────────────┤
│Medie
│O dată la 3 ani
│
├─────────────────────────┼───────────────────────────────┤
│Ridicată
│O dată pe an
│
├─────────────────────────┼───────────────────────────────┤
│Foarte ridicată
│Mai des de o dată pe an
│
└─────────────────────────┴───────────────────────────────┘

4. Scenarii de risc

Scenarii de risc referitoare la aprovizionarea cu gaze naturale în România
Scenariul 1: Defecțiuni pe direcțiile de transport din import
(defecțiuni în sisteme de transport, altele decât sistemul național de transport, înainte de preluarea cantităților din import de gaze naturale în sistemul național de transport)
Scenariul 2: Defecțiuni tehnice în Sistemul Național de Transport
(defecțiuni în sistemul național de transport la preluarea cantităților de gaze naturale din depozitele de înmagazinare subterană a gazelor naturale, respectiv din depozitul cu cea mai mare capacitate de extracție zilnică)
Scenariul 3: Dezechilibre în activitatea de înmagazinare a gazelor naturale
(defecțiuni ale echipamentelor de suprafață aferente activității de înmagazinare înainte preluarea cantităților de gaze naturale din depozitele de înmagazinare subterană a gazelor naturale în sistemul național de transport)
Scenariul 4: Condiții meteo extreme
(valori foarte scăzute ale temperaturii, respectiv temperature medie sub -15°C, pe perioada sezonului rece, pe intervale mai mari de timp, de cel puțin 7 zile, fără defecțiuni tehnice în sistemul național de transport, sisteme de transport import și dezechilibre în activitatea de înmagazinare a gazelor naturale)
Scenariu 5: Sistarea furnizării de gaze naturale din Federația Rusă către UE
(sistare furnizare gaze naturale din import fără existența unor defecțiuni tehnice în sistele de transport cantități gaze naturale din import)
Notă:
Referitor la scenariile 1-5, în România, în condițiile
art. 124 alin 1, lit e) din Legea nr. 123/2012 , până la data de 1 iulie 2021, furnizarea de gaze naturale pentru consumatorii protejați este garantată și, pe cale de consecință, asigurată, chiar și în condițiile apariției scenariilor prezentate mai sus.
În cazul unei cereri excepțional de mari sau al unei întreruperi semnificative a furnizării sau al unei afectări semnificative a situației livrărilor și în cazul în care toate măsurile bazate pe mecanismele pieței au fost implementate, dar oferta de gaze este insuficientă pentru a satisface cererea rămasă neacoperită a consumatorilor protejați, în scopul de garanta aprovizionarea cu gaze naturale a consumatorilor protejați, în România vor fi adoptate măsurile prevăzute de Planul de Urgență pentru nivelul de urgență în cadrul situațiilor de criză.
*Font 7*
┌────────────┬──────────────┬─────────┬──────────────┬────────────┬────────────┬────────────┬───────────────────┬─────────────────┐
│
│ Categorii de │
│
│
│
│
│
Deficit estimat │ Deficit estimat │
│ Scenarii
│
riscuri
│ Impact
│Probabilitate │
Perioada
│Proveniența │
Anotimp
│
de aprovizionare │ de aprovizionare│
│
│
│
│
│
│
│
│
în total consum
│
consumatori
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
protejați
│
├────────────┼──────────────┼─────────┼──────────────┼────────────┼────────────┼────────────┼───────────────────┼─────────────────┤
│Scenariul 1 │Risc tehnic
│Major
│Scăzut
│Termen scurt│Externă
│Sezon rece
│Min: 0 mil mc
│0 mil mc/zi
│
│
│
│
│
│(durata 24 -│
│
│(condiții normale
│
│
│
│
│
│
│
48 ore)
│
│
│de iarnă, cu
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│temperature medii
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│-5°C)
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│Max: 11 mil mc/zi
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│(condiții normale
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│de iarnă, cu
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│temperature medii
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│-15°C)
│
│
│
│
│
│
│
│
├────────────┼───────────────────┼─────────────────┤
│
│
│
│
│
│
│Sezon cald
│Min: 0 mil mc
│0 mil mc/zi
│
│
│
│
│
│
│
│
│Max: 0 mil mc
│
│
├────────────┼──────────────┼─────────┼──────────────┼────────────┼────────────┼────────────┼───────────────────┼─────────────────┤
│Scenariul 2 │Risc Tehnic
│Major
│Scăzut
│Termen scurt│Internă
│Sezon rece
│Min: 9 mil mc
│0 mil mc/zi
│
│
│
│
│
│
(durata
│
│
│(condiții normale
│
│
│
│
│
│
│
maxim
│
│
│de iarnă, cu
│
│
│
│
│
│
│
48 ore)
│
│
│temperature
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│medii -5°C)
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│Max: 20 mil mc/zi
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│(condiții de iarnă │
│
│
│
│
│
│
│
│
│cu temperaturi
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│medii -15°C)
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│-15°C)
│
│
│
│
│
│
│
│
├────────────┼───────────────────┼─────────────────┤
│
│
│
│
│
│
│Sezon cald
│Min: 0 mil mc/zi
│0 mil mc/zi
│
│
│
│
│
│
│
│
│Max: 0 mil mc/zi
│
│
├────────────┼──────────────┼─────────┼──────────────┼────────────┼────────────┼────────────┼───────────────────┼─────────────────┤
│Scenariul 3 │Risc Tehnic
│Notabil
│Scăzut
│Termen scurt│Internă
│Iarnă
│Min: 9 mil mc
│0 mil mc/zi
│
│
│
│
│
│
(durata
│
│
│(condiții normale
│
│
│
│
│
│
│
maxim
│
│
│de iarnă, cu
│
│
│
│
│
│
│
48 ore)
│
│
│temperature medii
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│-5°C)
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│Max: 20 mil mc/zi
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│(condiții de iarnă │
│
│
│
│
│
│
│
│
│cu temperaturi
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│medii -15°C)
│
│
├────────────┼──────────────┼─────────┼──────────────┼────────────┼────────────┼────────────┼───────────────────┼─────────────────┤
│Scenariul 4 │Risc meteo
│Notabil
│Medie
│Termen scurt│Internă
│Iarnă
│Min: 0 mil mc
│0 mil mc/zi
│
│
│
│
│
│(durata
│
│
│(condiții de iarnă,│
│
│
│
│
│
│7 zile)
│
│
│cu temperaturi
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│medii -5°C)
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│Max: 5 mil mc/zi
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│(condiții de iarnă │
│
│
│
│
│
│
│
│
│cu temperaturi
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│medii sub -15°C)
│
│
├────────────┼──────────────┼─────────┼──────────────┼────────────┼────────────┼────────────┼───────────────────┼─────────────────┤
│Scenariul 5 │Risc politic/ │Sever
│Medie
│Termen mediu│Externă
│Iarnă
│Min: 0 mil mc
│0 mil mc/zi
│
│
│comercial
│
│
│(durata până│
│
│(condiții normale
│
│
│
│
│
│
│
la 30 de
│
│
│de iarnă, cu
│
│
│
│
│
│
│
zile)
│
│
│temperature medii
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│-5°C)
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│Max: 11 mil mc/zi
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│(condiții normale
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│de iarnă, cu
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│temperature medii
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│-15°C)
│
│
└────────────┴──────────────┴─────────┴──────────────┴────────────┴────────────┴────────────┴───────────────────┴─────────────────┘
*Font 7*
┌────────────┬─────────────────────────────────────────┬─────────────────────────────────────┬────────────────────────────────────┐
│
Scenarii
│
Acțiuni preventive operațional
│ Acțiuni preventive investiționale
│
Acțiuni reactive
│
├────────────┼─────────────────────────────────────────┼─────────────────────────────────────┼────────────────────────────────────┤
│Scenariul 1 │Identificare rute și/sau surse
│Creșterea capacității de extracție
│Extracție gaze naturale depozite de │
│
│alternative import
│zilnică a gazelor naturale din
│înmagazinare
│
│
│
│depozite
│
│
│
│Identificarea consumatorilor care pot
│
│Echilibrare comercială
│
│
│trece pe combustibili alternativi
│Diversificare surse de gaze
│
│
│
│
│
│Producerea de energie pe combustibil│
│
│Asigurare stocuri combustibili
│Dezvoltare interconectări cu flux
│alternativ și surse regenerabile
│
│
│alternativi
│bidirecțional
│
│
│
│
│
│Întreruptibilitate comercială
│
│
│Încheierea contracte vizând asigurarea
│
│
│
│
│securității aprovizionării cu gaze
│
│
│
│
│naturale
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│Încheierea de contracte de furnizare
│
│
│
│
│care pot fi întrerupte
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│Constituire stoc minim de gaze naturale
│
│
│
├────────────┼─────────────────────────────────────────┼─────────────────────────────────────┼────────────────────────────────────┤
│Scenariul 2 │Program de mentenanță SNT
│Program de dezvoltare SNT
│Intervenții tehnice remediere
│
│
│
│
│defect SNT
│
│
│Încheierea de contracte vizând asigurarea│Dezvoltare interconectări cu flux
│
│
│
│securității aprovizionării cu gaze
│bidirecționale
│Echilibrare comercială
│
│
│naturale
│
│
│
│
│
│
│Redirecționare flux gaze în SNT
│
│
│Încheierea de contracte de furnizare care│
│
│
│
│pot fi întrerupte
│
│Creșterea capacității de producție
│
│
│
│
│curentă gaze naturale
│
├────────────┼─────────────────────────────────────────┼─────────────────────────────────────┼────────────────────────────────────┤
│Scenariul 3 │Identificare surse suplimentare import
│Creșterea capacității de extracție
│Intervenții tehnice remediere
│
│
│
│zilnică a gazelor naturale din
│defecțiune depozite
│
│
│Identificarea consumatorilor care pot
│depozite
│
│
│
│trece pe combustibili alternativi
│
│Extracție maximă a gazelor naturale │
│
│
│Creșterea capacității utile de
│din depozite de înmagazinare
│
│
│Asigurare stocuri combustibili
│înmagazinare
│neafectare de defecțiuni
│
│
│alternativi
│
│
│
│
│
│Diversificare surse de gaze
│Echilibrare comercială
│
│
│Încheierea de contracte vizând asigurarea│
│
│
│
│securității aprovizionării cu gaze
│Dezvoltare interconectări cu flux
│Producerea de energie pe
│
│
│naturale
│bidirecționale
│combustibil alternativ
│
│
│
│
│
│
│
│Încheierea de contracte care pot fi
│
│
│
│
│întrerupte
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│Constituire stoc minim de gaze naturale
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│Constituire depozite strategice
│
│
│
│
│(promovare inițiative legislative pentru │
│
│
│
│constituire de astfel de depozite)
│
│
│
├────────────┼─────────────────────────────────────────┼─────────────────────────────────────┼────────────────────────────────────┤
│Scenariul 4 │Identificare surse alternative sau
│Creșterea capacității de extracție
│Extracție maximă zilnică gaze
│
│
│suplimentare import
│zilnică a gazelor naturale din
│naturale din depozite de
│
│
│
│depozite
│înmagazinare
│
│
│Identificarea consumatorilor care pot
│
│
│
│
│trece pe combustibili alternativi
│Creșterea capacității utile de
│Echilibrare comercială
│
│
│
│înmagazinare
│
│
│
│Asigurare stocuri combustibil alternativi│
│Producerea de energie pe
│
│
│
│Diversificare surse de gaze
│combustibil alternativ
│
│
│Încheierea de contracte vizând asigurarea│
│
│
│
│securității aprovizionării cu gaze
│Dezvoltare interconectări cu flux
│Creșterea capacității de producție
│
│
│naturale
│bidirecționale
│curentă gaze naturale
│
│
│
│
│
│
│
│Încheierea de contracte care pot fi
│
│
│
│
│întrerupte
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│Constituire stoc minim de gaze naturale
│
│
│
├────────────┼─────────────────────────────────────────┼─────────────────────────────────────┼────────────────────────────────────┤
│Scenariul 5 │Identificare surse alternative de import │Creșterea capacității de extracție a │Extracție gaze naturale depozite de │
│
│Asigurare stocuri combustibil alternative│gazelor naturale din depozite
│înmagazinare
│
│
│
│
│
│
│
│Identificarea consumatorilor care pot
│Creșterea capacității utile de
│Echilibrare comercială
│
│
│trece pe combustibili alternativi
│înmagazinare
│
│
│
│
│
│Producerea de energie pe combustibil│
│
│Încheierea contracte vizând asigurarea
│Constituire depozite strategice
│alternativ și surse regenerabile
│
│
│securității aprovizionării cu gaze
│(condiționat de promovare inițiativă │
│
│
│naturale
│legislativă pentru reglementare
│Întreruptibilitate comercială
│
│
│
│astfel de constituire)
│
│
│
│Încheierea de contracte care pot fi
│
│Aplicarea măsurilor care nu au la
│
│
│întrerupte
│Depozite multiciclu
│bază mecanismele pieței, conform
│
│
│
│
│Planului de Urgență.
│
│
│Constituire stoc minim de gaze naturale
│Diversificare surse de gaze
│
│
│
│
│
│
│
│
│Constituire depozite strategice
│Dezvoltare interconectări cu flux
│
│
│
│(promovare inițiativă legislativă pentru │bidirecțional
│
│
│
│constituire)
│
│
│
└────────────┴─────────────────────────────────────────┴─────────────────────────────────────┴────────────────────────────────────┘

5. Standardele privind infrastructura

a) Definiția 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 excepțional de mare, constatată statistic o dată la 20 de ani.
Infrastructura de gaze include rețeaua de transport al gazelor, inclusiv interconectările, precum și instalațiile de producție, instalațiile GNL și de depozitare conectate la zona luată în calcul.
Capacitatea tehnică*1) a tuturor celorlalte infrastructuri de gaze disponibile în cazul afectării infrastructurii unice principale de gaze trebuie să fie cel puțin egală cu suma cererii zilnice totale de gaze pentru zona luată în calcul, pe parcursul unei zile cu cerere de gaze excepțional de mare, constatată statistic o dată la 20 de ani.
──────────
Rezultatul formulei N-1, astfel cum este calculat mai jos, trebuie să fie cel puțin egal cu 100%.
b) Metoda de calcul a formulei N-1
EP(m) + P(m) + S(m) + LNG(m) - I(m)
N - 1[%] = ------------------------------------- x 100,N - 1 ≥ 100%
D(max)
c) Definiții 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.
Definiție 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 excepțional de mare, constatată statistic o dată la 20 de ani.
Definiții privind oferta
"EP(m)": capacitatea tehnică a punctelor de intrare (în milioane de mc pe zi), altele decât cele aferente instalațiilor de producție, instalațiilor GNL și de depozitare, simbolizate prin P(m), S(m) și LNG(m), înseamnă suma capacităților tehnice ale tuturor punctelor de intrare de la frontieră capabile să aprovizioneze cu gaz zona luată în calcul;
"P(m)": capacitatea tehnică maximă de producție (în milioane de mc pe zi) înseamnă suma capacităților zilnice maxime de producție ale tuturor instalațiilor de producție a gazelor, capabile să aprovizioneze cu gaz zona luată în calcul;
"S(m)": capacitatea tehnică maximă de extracție (în milioane de mc pe zi) înseamnă suma capacităților tehnice zilnice maxime de extracție din toate instalațiile de depozitare, care pot fi furnizate la punctele de intrare din zona luată în calcul, ținând seama de caracteristicile fizice ale fiecăreia;
"LNG(m)": capacitatea tehnică maximă a instalațiilor GNL (în milioane de mc pe zi) înseamnă suma capacităților tehnice zilnice maxime de extracție din toate instalațiile GNL din zona luată în calcul, luând în considerare elemente critice precum descărcarea, serviciile auxiliare, depozitarea temporară și regazeificarea GNL, precum și capacitatea tehnică de extracție;
"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 aceeași infrastructură de gaze din amonte sau din aval și nu pot fi operate separat, acestea sunt considerate o singură infrastructură de gaze.
d) Calcularea formulei N-1 prin luarea în considerare a măsurilor legate de cerere
EP(m) + P(m) + S(m) + LNG(m) - I(m)
N - 1[%] = ------------------------------------- x 100,N - 1 ≥ 100%
D(max) - D(eff)
39,38 + 29,60 + 27,10 + 0 - 23,59
N - 1[%] = ------------------------------------- x 100,N - 1 ≥ 100%
72,0 - 0
N-1[%] = 100,681%
Rezultă: N-1>100%
Definiție 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 și în timp util prin măsuri de piață legate de cerere, în conformitate cu articolul 5 alineatul (1) litera (b) și articolul 6 alineatul (2).
e) Explicații privind valorile utilizate
Termeni privind cererea
┌────────────────────────────┬────────────────────────────────────┐
│
Termeni privind cererea
│
│
│
[mil.mc/zi]
│
Explicații
│
├──────────────┬─────────────┼────────────────────────────────────┤
│
D(max)
│
72,0
│
│
├──────────────┼─────────────┼────────────────────────────────────┤
│
D(eff)
│
0
│Nu există contracte încheiate cu
│
│
│
│clienți întreruptibili de siguranță │
└──────────────┴─────────────┴────────────────────────────────────┘
Termeni privind oferta (de capacitate)
┌────────────────────────────┬────────────────────────────────────┐
│
Termeni privind oferta
│
│
│
[mil.mc/zi]
│
Explicații
│
├──────────────┬─────────────┼────────────────────────────────────┤
│
EP(m)
│
39,38
│
│
├──────────────┼─────────────┼────────────────────────────────────┤
│
P(m)
│
29,60
│
│
├──────────────┼─────────────┼────────────────────────────────────┤
│
S(m)
│
27,10
│
│
├──────────────┼─────────────┼────────────────────────────────────┤
│
LNG(m)
│
0
│
│
├──────────────┼─────────────┼────────────────────────────────────┤
│
I(m)
│
23,59
│Valoarea reprezintă capacitatea
│
│
│
│punctului Isaccea Import
│
└──────────────┴─────────────┴────────────────────────────────────┘
La determinarea valorii termenului EP(m) au fost avute în vedere punctele de intrare Isaccea Import, Mediesul Aurit Import și Csanadpalota, după cum urmează:
┌──────────────────────────────────┬────────────────┬───────────────────┐
│
Puncte de intrare
│
Capacitate
│
Capacitate
│
│
│
punct [mc/zi] │ punct [mil.mc/zi] │
├──────────────────────────────────┼────────────────┼───────────────────┤
│Punct intrare Isaccea Import
│
23.590.656
│
23,59
│
├──────────────────────────────────┼────────────────┼───────────────────┤
│Punct intrare Medieșu Aurit Import│
10.992.000
│
10,99
│
├──────────────────────────────────┼────────────────┼───────────────────┤
│Punct intrare Csanadpalota
│
4.800.000
│
4,80
│
├──────────────────────────────────┼────────────────┼───────────────────┤
│
Total
│
│
39,38
│
└──────────────────────────────────┴────────────────┴───────────────────┘
Notă:
Pentru termenul P(m) a fost luat în considerare potențialul de producție și nu capacitatea tehnică, care se cifrează la valoarea de 70,22 mil. mc/zi. Considerăm că această abordare asigură o imagine corectă oferită de standardul N-1, capacitatea menționată nemaiputând fi realizată datorită declinului producției interne.

──────────
*1) în conformitate cu articolul 2 alineatul (1) punctul 18 din
Regulamentul (CE) nr. 715/2009 , "capacitate tehnică" înseamnă capacitatea fermă maximă pe care o poate oferi operatorul de rețele de transport utilizatorilor rețelei, luând în considerare integritatea sistemului și cerințele de exploatare a rețelei de transport

6. Câteva informații referitoare la măsurile de garantare în România a securității aprovizionării cu gaze naturale prevăzute de Regulamentul UE nr. 994/2010
Legea nr. 123/2012
În conformitate cu prevederile
art. 124 alin 1) lit. e) din Legea nr. 123/2012 , producătorii de gaze naturale sunt obligați să pună cu prioritate la dispoziția furnizorilor cantitățile de gaze naturale rezultate din activitatea de producție, necesare acoperirii consumului clienților casnici, inclusiv cantitățile destinate producătorilor de energie termică, numai pentru cantitățile de gaze naturale utilizate la producerea de energie termică în centralele de cogenerare și în centralele termice destinate consumului populației, în conformitate cu reglementările ANRE și cu respectarea graficului de liberalizare a prețurilor și de asigurare a gazelor naturale pentru aceștia; furnizorii și clienții noncasnici care beneficiază de aceste cantități au obligația respectării destinației acestor cantități de gaze naturale; restul producției proprii realizate de producători, mai puțin cantitatea de gaze naturale aferentă consumului tehnologic, va fi pus la dispoziția pieței concurențiale.
Definirea consumatorului protejat în conformitate cu prevederile
Regulamentului UE nr. 994/2010
Consumatorii protejați înseamnă toți consumatorii casnici racordați la o rețea de distribuție a gazelor naturale, și în plus, în cazul în care statul membru respectiv decide astfel, mai pot cuprinde:
a) întreprinderile mici și mijlocii, cu condiția ca acestea să fie racordate la o rețea de distribuție a gazelor, și serviciile esențiale, cu condiția ca acestea să fie racordate la o rețea de distribuție sau de transport de gaze și ca acești consumatori suplimentari să nu depășească mai mult de 20% din consumul de total de gaze; și/4 sau
b) instalații de termoficare, în măsura în care furnizează energie consumatorilor casnici și consumatorilor menționați la lit. a), cu condiția ca aceste instalații să nu poată funcționa cu alți combustibili și să fie conectate la o rețea de distribuție sau de transport de gaze.
Definirea consumatorului protejat în legislația romană
Legea nr. 123/2012 , nu definește consumatorul protejat, motiv pentru care de drept, în conformitate cu prevederile
Regulamentului UE nr. 994/2010 , consumatorul protejat înseamnă toți consumatorii casnici care sunt racordați la o rețea de distribuție a gazelor naturale.
Consumul de gaze naturale în România
Consumul de gaze naturale în România se prezintă după cum urmează:
┌─────────────┬───────────────────────────┐
│
AN
│
Consum total/MWh*)
│
├─────────────┼───────────────────────────┤
│
2013
│
132,603,324
│
├─────────────┼───────────────────────────┤
│
2014
│
127,556,673
│
└─────────────┴───────────────────────────┘
Consumul de gaze naturale pe piața reglementată din România se prezintă după cum urmează:
┌─────────────┬───────────────────────────┐
│
AN
│
Consum total/MWh*)
│
├─────────────┼───────────────────────────┤
│
2013
│
50,863,980
│
├─────────────┼───────────────────────────┤
│
2014
│
43,785,650
│
└─────────────┴───────────────────────────┘
Până la 31 decembrie 2014, în ceea ce privește categoriile de consumatori de gaze naturale, din piața reglementată făceau parte:
● consumatorii casnici care nu și-au exercitat dreptul de eligibilitate, respectiv nu au optat pentru a-și alege furnizorul și să negocieze direct contractele de vânzare-cumpărare cu aceștia;
● consumatorii non-casnici care aveau asigurată furnizarea gazelor naturale în baza contractelor de furnizare-cadru și la preț reglementat, respectiv clienții non-casnici care nu și-au exercitat dreptul de eligibilitate (nu au optat pentru a-și alege furnizorul și să negocieze direct contractele de vânzare-cumpărare cu aceștia).
Ponderea consumului casnicilor în total consum, se prezintă după cum urmează:
┌──────────┬──────────────────────┬─────────────────────┬─────────────────────┐
│
AN
│
Consum total/MWh*)
│ Consum casnici % *) │ Consum casnici/MWh
│
├──────────┼──────────────────────┼─────────────────────┼─────────────────────┤
│
2013
│
132,603,324
│
22,53%
│
29,623,583
│
├──────────┼──────────────────────┼─────────────────────┼─────────────────────┤
│
2014
│
127,556,673
│
22,34%
│
28,738,518
│
└──────────┴──────────────────────┴─────────────────────┴─────────────────────┘
Începând cu 1 ianuarie 2015, în ceea ce privește categoriile de consumatori de gaze naturale, în piața reglementată mai fac parte doar consumatorii casnici care au asigurate cantitățile de gaze naturale în baza unor contracte cadru și la preț reglementat.
Începând cu 1 iulie 2021, și această categorie de consumatori va face parte din piața liberă.
În tabelul de mai jos sunt prezentate informațiile legate de ponderea consumului casnicilor în total producție internă, ponderea consumului noncasnicilor în total producție internă și import, precum și ponderea în consum a producției interne pe perioada ultimelor trei sezoane de iarnă, în baza datelor și prezentărilor ANRE.
*Font 7*
┌──────────────────────────────────────────────────────┬──────────────────────────────────────────────────────┬──────────────────────────────────────────────────────┐
│
2012-2013
│
2013-2014
│
2014-2015
│
├──────────┬──────────┬──────────┬──────────┬──────────┼──────────┬──────────┬──────────┬──────────┬──────────┼──────────┬──────────┬──────────┬──────────┬──────────┤
│
Nov-12
│
Dec-12
│
Ian-13
│
Feb-13
│
Mar-13
│ Nov-13
│ Dec-13
│ Ian-14
│ Feb-14
│ Mar-14
│
Nov-14
│ Dec-14
│ Ian-15
│ Feb-15
│ Mar-15
│
┌───────────────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┤
│total consum
│13,935,394│19,774,861│19,878,824│15,865,788│15,365,747│12,198,086│18,278,777│18,188,597│16,171,232│12,258,245│13,853,447│16,558,420│17,014,124│14,883,333│13,089,991│
├───────────────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┤
│pondere în consum a│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│producției interne │
80.59│
79.17│
77.59│
80.97│
84.98│
90.14│
87.99│
85.15│
87.18│
86.68│
98.14│
93.87│
96.54│
97.97│
98.78│
├───────────────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┤
│pondere cons.
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│casnici în total
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│consum
│
19.68│
26.17│
27.8│
27.21│
27.07│
21.64│
27.53│
27.35│
27.23│
27.89│
23.77│
30.49│
33.25│
32.17│
30.45│
├───────────────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┤
│pondere consum
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│casnici în prod.
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│internă
│
24.42│
33.06│
35.83│
33.61│
31.85│
24.01│
31.29│
32.12│
31.23│
32.18│
24.22│
32.48│
34.44│
32.84│
30.83│
├───────────────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┤
│producție internă
│11,230,534│15,655,757│15,423,980│12,846,529│13,057,812│10,995,355│16,083,496│15,487,590│14,098,080│10,625,447│13,595,773│15,543,389│16,425,435│14,581,202│12,930,293│
├───────────────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┤
│consum casnici
│ 2,742,486│ 5,175,081│ 5,526,313│ 4,317,081│ 4,159,508│ 2,639,666│ 5,032,147│ 4,974,581│ 4,403,426│ 3,418,825│ 3,292,964│ 5,048,662│ 5,657,196│ 4,787,968│ 3,985,902│
├───────────────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┤
│import
│ 2,704,806│ 4,119,104│ 4,454,844│ 3,019,259│ 2,307,935│ 1,202,731│ 2,195,281│ 2,701,007│ 2,073,152│ 1.632,798│
257,674│ 1,015,031│
588,689│
302,132│
159,698│
├───────────────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┼──────────┤
│consum non-casnic
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│din producția
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│
│internă
│ 8,488,048│10,480,676│ 9,897,666│ 8,529,448│ 8,898,304│ 8,355,689│11,051,349│10,513,009│ 9,694,654│ 7,206,622│10,302,809│10,494,727│10,768,239│ 9,793,233│ 8,944,391│
└───────────────────┴──────────┴──────────┴──────────┴──────────┴──────────┴──────────┴──────────┴──────────┴──────────┴──────────┴──────────┴──────────┴──────────┴──────────┴──────────┘
În graficele de mai jos sunt prezentate informațiile legate de:
● consumul casnicilor;
● consumul asigurat din import;
● consumul asigurat din producție internă;
● ponderea consumului casnicilor în total consum;
● ponderea consumului casnicilor în total producție internă;
● ponderea consumului noncasnicilor în total producție internă și import,
● ponderea în consum a producției interne.
pe perioada ultimelor trei sezoane de iarnă, în baza datelor și informațiilor prezentate de ANRE.
Având în vedere faptul că:
● în România, în contextul și interpretarea
Regulamentului UE nr. 994/2010 , consumatorii protejați sunt reprezentați de categoria consumatorilor casnici racordați la un sistem de distribuție;
● în România, în conformitate cu prevederile
Legii nr. 123/2012 , cu modificările și completările ulterioare, producătorii de gaze naturale au obligația să pună cu prioritate la dispoziția furnizorilor cantitățile de gaze naturale rezultate din activitatea de producție, necesare acoperirii consumului clienților casnici;
● în România, ponderea producției interne în total consum este de aproximativ 90%,
● consumatorii casnici au asigurate cantitățile din producție internă în conformitate cu prevederile
art. 124 alin 1, lit e) din Legea nr. 123/2012 ,
până la data de 1 iulie 2021, furnizarea de gaze naturale pentru consumatorii protejați este garantată și, pe cale de consecință, asigurată.

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

──────────
*) Sursa consumurilor pe piața reglementată: rapoartele ANRE de monitorizare ale pieței de gaze pe anul 2013 și 2014
──────────

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

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

7. Obligații impuse întreprinderilor din sectorul gazelor naturale și altor organisme, inclusiv în legătură cu funcționarea sigură a rețelei de gaze naturale
a. Punerea în aplicare a măsurilor provizorii, potrivit
Regulamentului (UE) nr. 312/2014
de stabilire a unui cod de rețea privind echilibrarea rețelelor de transport
În absența unui nivel scăzut de lichiditate a pieței angro de gaze naturale pe termen scurt, astfel cum prevede art. 45, alin 1 din
Regulamentul (UE) nr. 312/2014 , OTS (operatorul sistemului de transport) va pune în aplicare măsurile provizorii prevăzute la art. 47 - 50 din Regulament.
Măsura provizorie pe care OTS are capabilitatea să o aplice și să o gestioneze este crearea unei alternative la platforme de echilibrare (APE), astfel cum este descrisă mai jos:
● posibilitatea UR (utilizator rețea) de a efectua nominalizări și renominalizări zilnice echilibrate/dezechilibrate, în ziua D-1 pentru ziua D, și de a realiza tranzacții în scopul reducerii/eliminării dezechilibrului prognozat până la încheierea perioadei de tranzacționare din ziua D-1;
● posibilitatea UR de a efectua nominalizări intra-zilnice echilibrate/dezechilibrate în ziua D, pentru ziua D și de a realiza tranzacții în scopul reducerii/eliminării dezechilibrului prognozat până la încheierea perioadei de tranzacționare din ziua D;
● determinarea de către OTS a dezechilibrului zilnic inițial și final produs de UR;
● posibilitatea UR de a-și echilibra portofoliul propriu prin intermediul Facilității de Transfer Gaze
● aplicarea unei toleranțe de 3%;
● posibilitatea OTS de a achiziționa/vinde gaze naturale în scopul echilibrării fizice a SNT (sistemului național de transport).
APE are rolul de a asigura:
● echilibrarea portofoliilor individuale ale UR cât și menținerea stării generale de echilibru la nivelul SNT în vederea asigurării continuității și securității serviciilor de transport gaze naturale;
● posibilitatea de intervenție a OTS în echilibrarea fizică a sistemului, atunci când necesitățile o impun
APE facilitează tranzacționarea cantităților de gaze naturale destinate echilibrării pe următoarele coordonate:
● comercializarea dezechilibrului zilnic între UR;
● comercializarea dezechilibrului prin intermediul OTS.
b. Codul rețelei pentru sistemul național de transport al gazelor naturale
Prevedere legală:
Ordinul ANRE nr. 16 din 27 martie 2013
privind aprobarea Codului rețelei pentru Sistemul național de transport al gazelor naturale, cu modificările și completările ulterioare
Codul rețelei reglementează condițiile și regulile de utilizare a sistemului național de transport al gazelor naturale din România.
ANRE urmărește aplicarea prevederilor Codului rețelei de către operatorul sistemului de transport, utilizatorii sistemului național de transport (utilizatori de rețea), de furnizorii de gaze naturale, precum și de operatorii de distribuție, clienți direcți și operatorii de înmagazinare.
b1) Echilibrarea comercială
Conform Codului rețelei, echilibrarea comercială reprezintă setul de acțiuni prin care UR își echilibrează cantitățile de gaze pe care le introduc și preiau din SNT, precum și toate activitățile necesare pentru contabilizarea și alocarea corectă a gazelor transportate, inclusiv un sistem de taxare care să motiveze UR să mențină echilibrul între cantitățile de gaze livrate și preluate în/din SNT.
Diferența dintre cantitățile de gaze naturale efectiv livrate în punctele de intrare și cele efectiv preluate în punctele de ieșire din SNT, de către fiecare UR în parte, într-o anumită zi gazieră, cu luarea în considerare inclusiv a tranzacțiilor notificate în PVT (punct virtual de tranzacționare), reprezintă dezechilibru zilnic.
Activitățile de echilibrare zilnică și lunare sunt reglementate de Codul rețelei.
b2) Procedurile de echilibrare
Procedurile de echilibrare sunt descrise în Codul rețelei.
*Font 7*
┌─────────────┬─────────────────────────────────┬─────────────────────────────────────┬───────────────────────────┐
│
│
Procedura
│
Răspunsul către UR
│
Implicații
│
├─────────────┼─────────────────────────────────┼─────────────────────────────────────┼───────────────────────────┤
│Zilnic
│OTS calculează dezechilibrul
│Până cel târziu la ora 14:15 din ziua│are caracter de informare
│
│
│zilnic inițial pe baza alocării
│gazieră D+1, OTS informează UR în
│
│
│
│inițiale pentru ziua gazieră
│legătură cu dezechilibrul său inițial│
│
│
│anterioară
│pentru ziua gazieră D
│
│
├─────────────┼─────────────────────────────────┼─────────────────────────────────────┼───────────────────────────┤
│Lunar
│OTS recalculează dezechilibrul
│Până cel târziu la ora 14:30 din data│Pentru fiecare zi gazieră
│
│
│zilnic pe baza alocării finale
│de zece a lunii următoare, OTS îl
│în care se înregistrează
│
│
│pentru fiecare zi gazieră a
│informează pe UR în legătură cu
│dezechilibrul UR pot
│
│
│lunii calendaristice respective
│dezechilibrul final din fiecare zi
│utiliza FTG.
│
│
│
│gazieră a lunii calendaristice
│
│
│
│
│respective.
│
│
├─────────────┼─────────────────────────────────┼─────────────────────────────────────┼───────────────────────────┤
│În intervalul│Posibila utilizare a FTG
│Din a 10-a zi calendaristică,
│Pentru fiecare zi gazieră
│
│cuprins între│
│începând cu ora 14:30, și până în a
│pentru care există
│
│datele de 10 │
│13-a zi calendaristică, ora 14:30, se│dezechilibru zilnic, UR li │
│și 13 ale
│
│realizează FTG.
│se va calcula tariful de
│
│lunii M+1
│
│
│dezechilibru
│
│
│
│În a 13-a zi calendaristică, în
│
│
│
│
│intervalul 14:30 - 18:00, OTS
│
│
│
│
│recalculează și afișează
│
│
│
│
│dezechilibrele finale zilnice.
│
│
└─────────────┴─────────────────────────────────┴─────────────────────────────────────┴───────────────────────────┘
b3) Tarifele de dezechilibru
Dezechilibrul zilnic exprimat în unități de energie, se calculează pentru fiecare UR.
Pentru dezechilibrul zilnic ce depășește nivelul de toleranță, UR va cumpăra/vinde gaze în deficit, la un preț de cumpărare/vânzare al OTS sau marginal, după caz, la care se aplică componenta de ajustare conform metodologiei elaborate de OTS și aprobate de ANRE.
Pentru dezechilibrul zilnic mai mic sau egal cu nivelul de toleranță, UR va cumpăra/vinde gazele naturale la prețul de cumpărare/vânzare al OTS
b4) Echilibrarea fizică
Echilibrarea fizică reprezintă gestionarea și echilibrarea cantităților de gaze naturale transportate prin SNT prin monitorizarea și controlarea parametrilor de debit, presiune și putere calorifică superioară a gazelor în punctele de intrare, respectiv ieșire, precum și în alte puncte de control din SNT.
OTS nu poate deține gaze naturale decât pentru echilibrarea sistemului și pentru exploatare în condiții de siguranță a SNT.
Pentru realizarea efectivă a activității de echilibrare a SNT sunt prevăzute obligații în Codul Rețelei.
OTS trebuie să dispună de o cantitate suficientă de gaze naturale pentru echilibrarea sistemului sub formă de stocare în conductă și sub formă de gaze naturale înmagazinate în depozite subterane de gaze naturale, pentru menținerea stocării în conducte, precum și prin tranzacționarea de gaze naturale în acest sens.
Procedurile adoptate de OTS pentru echilibrarea fizică a SNT include în principal echilibrarea diferențelor apărute între intrare și preluările ca urmare a unor situații neașteptate.
Achiziția de gaze naturale efectuate de OTS în scopul utilizării acestora cu titlu de consum tehnologic propriu nu este considerată acțiune de echilibrare.
OTS derulează acțiuni de achiziționare/vânzare de gaze naturale în scopul echilibrării zilnice și al exploatării de siguranță a SNT.
c. Utilizarea contractelor vizând asigurarea securității aprovizionării cu gaze naturale
Prevedere legală:
art. 124 alin 1) lit. e) din Legea nr. 123/2012
Producătorii au obligația să pună cu prioritate la dispoziția furnizorilor cantitățile de gaze naturale rezultate din activitatea de producție, necesare acoperirii consumului clienților casnici, inclusiv cantitățile destinate producătorilor de energie termică, numai pentru cantitățile de gaze naturale utilizate la producerea de energie termică în centralele de cogenerare și în centralele termice destinate consumului populației, în conformitate cu reglementările ANRE și cu respectarea graficului de liberalizare a prețurilor și de asigurare a gazelor naturale pentru aceștia; furnizorii și clienții noncasnici care beneficiază de aceste cantități au obligația respectării destinației acestor cantități de gaze naturale.
Contractele încheiate de producători cu furnizorii consumatorilor casnici pentru gazele naturale necesare acoperirii acestei categorii de clienți sunt încheiate în scopul asigurării securității aprovizionării cu gaze naturale.
d. Utilizarea contractelor de furnizare care pot fi întrerupte
Prevedere legală:
art. 124 alin 1) lit. e) din Legea nr. 123/2012
Producătorii au obligația să pună cu prioritate la dispoziția furnizorilor cantitățile de gaze naturale rezultate din activitatea de producție, necesare acoperirii consumului consumatorilor prevăzuți de lege. Aceste contracte nu pot fi întrerupte.
Restul producției proprii realizate de producători, mai puțin cantitatea de gaze naturale aferentă consumului tehnologic, rămasă după respectarea obligației de a pune cu prioritate conform prevederilor legale va fi pusă la dispoziția pieței concurențiale.
Contractele de furnizare gaze naturale ale producătorilor având ca sursă producția internă pot fi întrerupte de către producători în cazul în care cantitatea de gaze din producția internă nu poate asigura mai mult decât obligația de prioritate, astfel cum este aceasta reglementată de lege.
e. Utilizarea contractelor de transport care pot fi întrerupte
Prevedere legală:
Ordinul ANRE nr. 16 din 27 martie 2013 , cu modificările și completările ulterioare, privind aprobarea Codului rețelei pentru Sistemul național de transport al gazelor naturale, anexa 1 la Codul rețelei pentru Sistemul Național de Transport - prevederile contractului cadru de transport al gazelor naturale
Operatorul sistemului de transport, acționând în mod prudent și corect, are dreptul să limiteze/întrerupă capacitatea întreruptibilă de transport rezervată de utilizatorul rețelei, în scopul asigurării funcționării SNT în condiții de siguranță și echilibru după cum urmează:
a) la punctele de intrare/ieșire în/din SNT, în situația în care se înregistrează o diferență între consumul de gaze și sursele disponibile pentru acoperirea acestuia mai mare de 4 milioane m.c. pe perioada de una sau mai multe zile consecutive, respectiv o scădere a presiunii gazelor din zonele nodale și de la extremitățile SNT cu 3 până la 6 bari față de perioada imediat anterioară, determinate de următoarele cauze imprevizibile:
● diminuarea majoră a surselor de aprovizionare din producție internă, cauzată de accidente, sau din import, cu mai mult de 20% față de cantitățile programate;
● consumul excesiv de gaze naturale, ca efect al unor temperaturi extrem de joase la nivelul întregii țări sau în zone însemnate ale țării, pe perioade îndelungate de timp.
b) la punctele de interconectare în care este asigurată curgerea fizică bidirecțională, în situația în care suma nominalizărilor corelate pe direcția de ieșire din România este mai mare decât suma nominalizărilor corelate pe direcția de intrare în România cu mai mult decât o capacitatea fermă oferită pe direcția de ieșire din România.
Operatorul sistemului de transport va notifica UR cu privire la limitarea/întreruperea capacității întreruptibile de transport, precum și cu privire la durata estimată a limitării/întreruperii dispuse, precizând cauzele care au condus la acestea, cu cel puțin 12 ore înainte de momentul întreruperii/limitării efective a capacității întreruptibile de transport.
f. Depozite comerciale - constituire stoc minim de gaze naturale - volumul gazelor înmagazinate
Prevedere legală:
Ordinul ANRE nr. 14 din 11 martie 2015 , pentru aprobarea Metodologiei privind determinarea anuală a nivelului stocului minim de gaze naturale pentru titularii licențelor de furnizare de gaze naturale și pentru titularii licențelor de operare a sistemelor de transport al gazelor naturale
a) Titularii licențelor de furnizare gaze naturale care au în portofoliu clienți casnici au obligația să constituie în fiecare an un stoc minim în depozitele de înmagazinare gaze naturale, astfel încât să fie asigurată siguranța și continuitatea aprovizionării cu gaze a clienților casnici/finali (clienți protejați);
b) Titularii licențelor de operare a sistemelor de transport al gazelor naturale au obligația să constituie în fiecare an un stoc minim în depozitele de înmagazinare gaze naturale, în vederea asigurării echilibrului fizic al sistemelor de transport al gazelor naturale în perioada sezonului rece.
Obligațiile menționate la pct. a) și b) sunt stabilite în conformitate cu metodologia privind determinarea anuală a nivelului stocului minim de gaze naturale pentru titularii licențelor de furnizare gaze naturale și pentru titularii licențelor de operare a sistemelor de transport al gazelor naturale, aprobată prin
Ordinul ANRE nr. 14 din 11 martie 2015 .
Pentru siguranța aprovizionării cu gaze naturale a clienților casnici/finali (protejați), titularii licențelor de furnizare gaze naturale au obligația de a constitui în depozitele de înmagazinare un stoc minim de gaze naturale, în fiecare an "n", până la data de 31 octombrie inclusiv.
ANRE determină anual nivelul stocului minim național de gaze naturale, stabilește obligațiile de constituire a stocului minim național de gaze naturale care revine fiecărui titular de licența de furnizare de gaze naturale și monitorizează și verifică îndeplinirea obligației de constituire a stocului minim de gaze naturale de către aceștia, conform unei proceduri interne.
Stocul de gaze naturale se exprimă în MWh și se stabilește pentru fiecare titular al licenței de furnizare gaze naturale, în baza cantităților de gaze naturale efectiv furnizate fiecărei categorii de clienți finali din portofoliul propriu, în anul anterior celui pentru care se stabilește stocul de gaze naturale, conform metodologiei aprobate prin
Ordinul ANRE nr. 14 din 11 martie 2015 .
În aplicarea Ordinului ANRE 14 din 11 martie 2015, pentru ciclul de înmagazinare 2015-2016, prin
Ordinul ANRE nr. 149 din 01 octombrie 2015
a fost aprobat nivelul stocului minim de gaze naturale pentru ciclul de înmagazinare 2015-2016, la un nivel de 17.477.030,807 MWh, defalcat după cum urmează:
a) stoc aferent categoriei de clienți finali casnici - 7.535.760,006 MWh;
b) stoc aferent categoriei de clienți finali producători de energie termică, numai pentru cantitățile de gaze naturale utilizate la producerea de energie termică în centralele de cogenerare și în centralele termice destinate consumului populației - 3.198.492,786 MWh;
c) stoc aferent categoriei de clienți finali noncasnici - 6.742.778,015 MWh.
Prin același ordin a fost aprobat și stocul de gaze naturale pe care OTS are obligația să îl dețină în depozitele de înmagazinare subterană la data de 31 octombrie 2015, inclusiv, la un nivel de 95.000 MWh.
g. Depozite comerciale - alocarea capacităților disponibile
Prevedere legală:
Decizia ANRE nr. 824/2004
pentru aprobarea Regulamentului privind accesul reglementat la depozitele de înmagazinare subterană a gazelor naturale
Alocarea capacităților de înmagazinare se face de către operatorii de înmagazinare, în baza unei metodologii, stabilite în conformitate cu prevederile
Deciziei ANRE nr. 824/2004 .
Ordinea de alocare a capacităților se face de către operatorii de înmagazinare. Ordinea de prioritate:
a) operatorul SNT - pentru capacitățile de gaze naturale necesare asigurării permanente a echilibrului SNT;
b) producătorii de gaze naturale - pentru cantitățile de gaze naturale necesare desfășurării proceselor tehnologice;
c) furnizorii - pentru cantitățile de gaze naturale necesare realizării furnizării clienților finali (casnici);
d) consumatorii eligibili - pentru cantitățile necesare consumului propriu;
e) furnizorii de pe piața liberă;
f) alți solicitanți.
h. Depozite comerciale - stabilirea programelor de extracție
Prevedere legală:
Decizia ANRE nr. 824/2004
pentru aprobarea Regulamentului privind accesul reglementat la depozitele de înmagazinare subterană a gazelor naturale
La stabilirea programelor de extracție a gazelor naturale din depozitele de înmagazinare subterană, capacitățile de extracție sunt alocate de către operatorii de înmagazinare, având în vedere următoarea ordine de prioritate:
a) operatorul SNT - pentru cantitățile de gaze naturale necesare asigurării permanente a echilibrului fizic al SNT;
b) producătorii - pentru cantitățile de gaze naturale necesare desfășurării proceselor tehnologice, dacă acestea nu pot fi asigurate din producția curentă;
c) furnizorii și producătorii de energie termică care și-au îndeplinit obligația de constituire a stocului minim stabilită prin ordin al președintelui ANRE și furnizorii mandatați pentru constituirea stocului minim al altor furnizori, după cum urmează:
(i) capacitate de extracție pentru cantitățile din stocul minim constituit pentru segmentul reglementat și pentru CPET (casnici și producători de energie termică, numai pentru cantitățile de gaze naturale utilizate la producerea de energie termică în centralele de cogenerare și în centralele termice destinate consumului populației) din segmentul concurențial/achiziționate din înmagazinare de la alți furnizori pentru îndeplinirea stocului minim pentru segmentul reglementat și pentru CPET din segmentul concurențial, la nivelul solicitărilor de extracție;
(ii) capacitate de extracție pentru cantitățile din stocul minim constituit pentru NC (consumatori noncasnici) din segmentul concurențial, la nivelul solicitărilor de extracție;
(iii) în cazul în care solicitările de extracție ale furnizorilor și producătorilor de energie termică depășesc capacitățile tehnice de extracție, acestea se alocă proporțional, în funcție de ponderea stocului minim rămas în depozitele de înmagazinare subterană aferent fiecărui furnizor și producător de energie termică care optează pentru achiziția cantității de gaze naturale necesară pentru producerea energiei termice în centralele de cogenerare și în centralele termice destinată consumului populației direct de la producători în totalul obligației de stoc minim și, în cadrul stocului minim constituit de fiecare furnizor/furnizor mandatat în parte, în funcție de structura aferentă celor două categorii, respectiv CPET și NC;
d) furnizorii care au constituit stocuri mai mari decât obligația de stoc minim, pentru cantitățile de gaze naturale ce depășesc nivelul obligației de stoc minim aferentă fiecărui furnizor în parte, clienților eligibili și altor solicitanți, la nivelul solicitărilor acestora - în cazul în care există suficientă capacitate de extracție disponibilă după alocarea aferentă primelor niveluri de prioritate, respectiv proporțional cu ponderea stocului rămas în depozitele de înmagazinare subterană aferent fiecărui furnizor - în cazul în care capacitatea de extracție rămasă este insuficientă.
În cazul în care, după alocarea capacităților de extracție conform prevederilor menționate, rămâne capacitate de extracție disponibilă, iar solicitările ulterioare depășesc nivelul acesteia, capacitatea rămasă disponibilă se va aloca cu prioritate către operatorul SNT și, ulterior, către CPET.
i. Furnizarea gazelor naturale la clienți finali - (calitatea comercială, calitatea gazelor naturale furnizate și continuitatea în furnizarea gazelor naturale contractate)
Prevedere legală:
Ordinul ANRE nr. 42 din 12 decembrie 2012
pentru aprobarea Regulamentului privind furnizarea gazelor naturale la clienți finali, cu modificările și completările ulterioare
Conform prevederilor
Ordinul ANRE nr. 42 din 12 decembrie 2012 , părțile din contractele de furnizare a gazelor naturale și operatorii de sistem au obligația să ducă la îndeplinire prevederile ordinului, iar ANRE va urmări respectarea acestora. Regulamentul stabilește relațiile dintre furnizorul de gaze naturale și clientul final privind contractarea și condițiile de furnizare a gazelor naturale, precum și relațiile conexe ale furnizorului cu operatorii de sistem referitoare la derularea contractului de furnizare a gazelor naturale.
Furnizorul de gaze naturale este responsabil în relația cu clientul final pentru calitatea activității de furnizare a gazelor naturale, în conformitate cu prevederile contractului de furnizare. Calitatea activității de furnizare cuprinde: calitatea comercială, calitatea gazelor naturale furnizate și continuitatea în furnizarea gazelor naturale contractate.
Calitatea comercială reflectă relația dintre furnizorul de gaze naturale și clientul său final în legătură cu serviciile aferente furnizării gazelor naturale.
Furnizorul de gaze naturale are obligația să asigure clientului final calitatea tuturor serviciilor pe care le efectuează în relația cu acesta.
Furnizorul de gaze naturale are obligația de a asigura clienților finali continuitatea în furnizare gazelor naturale contractate, cu excepția clienților întreruptibili, conform prevederilor legale.
Furnizorul de gaze naturale are obligația să asigure înmagazinarea gazelor naturale, conform reglementărilor ANRE, și să încheie contracte de achiziție a gazelor naturale, astfel încât să asigure acoperirea consumului clienților săi.
Conform prevederilor Regulamentului privind furnizarea gazelor naturale la clienți finali, întreruperile în furnizarea gazelor naturale pot fi:
a) întreruperi planificate, situație în care furnizarea gazelor naturale la clienții finali este întreruptă temporar, ca urmare a necesității efectuării de către operatorul de sistem a unor lucrări de întreținere și/sau reparații conform unui program planificat, cu notificarea prealabilă a clienților finali;
b) întreruperi neplanificate, situație în care furnizarea gazelor naturale la clienții finali este întreruptă temporar, ca urmare a unei situații de urgență sau altei cauze neplanificate;
c) întreruperi pentru nerespectare de către client a obligațiilor sale;
j. Furnizarea de ultimă instanță a gazelor naturale
Prevedere legală:
●
Legea nr. 123 din 2012 , cu modificările și completările ulterioare, (art. 144)
●
Ordinul ANRE nr. 42 din 12 decembrie 2012
pentru aprobarea Regulamentului privind furnizarea gazelor naturale la clienți finali, cu modificările și completările ulterioare
Furnizorul de ultimă instanță este furnizorul desemnat de ANRE pentru a presta serviciul de furnizare în condiții specifice reglementate.
În situația retragerii licenței de furnizare în cursul desfășurării activității sau în orice altă situație identificată de ANRE în care clienții finali nu au asigurată furnizarea gazelor naturale din nicio altă sursă, ANRE va desemna pentru clienții finali în cauză un furnizor de ultimă instanță, conform reglementărilor emise de ANRE.
Furnizorul de ultimă instanță are obligația de a asigura furnizare gazelor naturale clienților finali, în conformitate cu reglementările ANRE, la prețuri reglementate de ANRE.
Furnizorul de ultimă instanță are obligația de a furniza, conform reglementărilor emise de ANRE, gaze naturale clienților finali al căror furnizor se află în situația de a i se retrage licența de furnizare în cursul desfășurării activității sau în orice altă situație identificată de ANRE în care clienții finali nu au asigurată furnizarea de gaze naturale din nicio sursă.
k. Obligațiile producătorilor de gaze naturale
Prevedere legală:
art. 124 alin 1) din legea nr. 123/2012 , cu modificările și completările ulterioare
Producătorii de gaze naturale au, în principal, obligația respectării următoarelor:
a) să dețină autorizații pentru înființarea conductelor de alimentare din amonte aferente activității de producție a gazelor naturale;
b) să asigure operarea conductelor de alimentare din amonte aferente producției de gaze naturale în condiții de siguranță, eficientă și de protecție a mediului;
c) să asigure accesul terților la conductele de alimentare în condiții nediscriminatorii, conform reglementărilor în vigoare;
d) să desfășoare activități conexe celei de operare a conductelor de alimentare din amonte, conform reglementărilor specific elaborate de ANRE, în limitele drepturilor conferite prin condițiile de valabilitate asociate licenței;
e) să asigure odorizarea gazelor naturale conform reglementărilor în vigoare, pentru gazele naturale predate în punctele de predare-primire comercială a gazelor naturale către clienții racordați direct în conductele din amonte, precum și sistemele de distribuție;
Prevedere legală: norme metodologice de aplicare legea petrolului - legea nr. 238/2004
Titularii acordurilor petroliere, care execută lucrări de dezvoltare și exploatare, au următoarele obligații:
a) să înceapă lucrările de dezvoltare și exploatare numai pe rezerve confirmate și pe baza studiilor tehnico-economice de exploatare întocmite în conformitate cu prevederile acordului petrolier și avizate de ANRM;
b) să respecte prevederile studiilor tehnico-economice de exploatare și să întocmească programe anuale de exploatare pe care să le transmită spre avizare ANRM până la data de 31 decembrie a anului anterior celui la care se referă;
c) să țină evidența zilnică a cantităților de țiței, condensat și de gaze extrase, pe sonde, zăcăminte și perimetre de exploatare, în conformitate cu instrucțiunile tehnice emise de ANRM;
d) să utilizeze numai tehnologiile de exploatare avizate de ANRM;
e) să raporteze ANRM modificările importante ale comportării zăcămintelor în procesul de exploatare, în raport cu prevederile studiilor sau proiectelor tehnice de exploatare;
f) să anunțe la ANRM producerea de erupții libere la sonde în termen de 24 de ore;
g) să solicite aprobarea ANRM pentru injectarea apelor reziduale în subsol, în cazul când aceasta se execută prin alte sonde decât cele prevăzute în studiul tehnico-economic avizat de ANRM;
h) să abandoneze sondele de exploatare numai cu avizul ANRM și cu luarea măsurilor de protecție a zăcămintelor și a suprafeței.
l. Obligațiile operatorului transport și de sistem
Prevedere legală:
art. 130, alin. 1) din legea nr. 123/2012
Operatorul de transport și de sistem are, în principal, obligația respectării următoarelor:
a) să opereze sistemul de transport și să asigure echilibrul fizic rezidual al acestuia, respectiv programarea, dispecerizarea și funcționarea sistemului de transport în condiții de siguranță;
b) să întrețină, să reabiliteze, să modernizeze și să dezvolte sistemul de transport în condiții de siguranță, de eficientă și de protecție a mediului;
c) să realizeze, să întrețină și să dezvolte un sistem informatic de monitorizare, comandă și achiziție de date, care să permită monitorizarea și conducerea operativă a funcționării sistemului de transport al gazelor naturale;
d) să asigure accesul terților la sistemul de transport, conform reglementărilor specifice în condiții nediscriminatorii, în limitele capacităților de transport și cu respectarea regimurilor tehnologice;
e) să asigure racordarea terților la sistemul de transport, conform reglementărilor specifice în condiții nediscriminatorii, în limitele capacităților de transport și cu respectarea regimurilor tehnologice;
f) să desfășoare activități conexe celei de operare a sistemului, conform reglementărilor specifice aprobate de ANRE, în limitele drepturilor conferite în condițiile de valabilitate asociate licenței;
g) să elaboreze și să aplice regimurile optime de transport și de livrare pentru cantitățile de gaze naturale notificate de utilizatorii rețelei, pentru o anumită perioadă, conform contractelor încheiate;
h) să elaboreze și să actualizeze acordurile tehnice de exploatare în zona de granița și să le transmită spre avizare ANRE, anterior intrării în vigoare;
i) să întocmească bilanțul de gaze naturale intrate în sistem, și respectiv, ieșite din sistem, conform reglementărilor ANRE;
j) să dețină în depozitele subterane sau să asigure achiziția de gaze, inclusiv din import, pentru cantitățile necesare operării și asigurării echilibrului fizic al sistemului de transport, conform reglementărilor specifice aprobate de ANRE;
k) să realizeze schimbul de informații cu alți operatori de transport și de sistem interconectați, cu operatorii de înmagazinare GNL, și de distribuție și cu alți colaboratori în domeniul energetic, cu respectarea reglementărilor ENTSO-G privind protocoalele de schimb de informații, rapoartele, structura și procedurile de acces la bazele de date;
l) să asigure alocarea capacităților pe conductele de interconectare;
m) să asigure aplicarea regulilor privind managementul congestiilor, inclusiv pe conductele de interconectare, precum și a normelor de atribuire a capacităților de pe aceste conducte.
m. Obligațiile operatorului de sistem de distribuție
Prevedere legală:
art. 138, alin. 1) din legea nr. 123/2012
Operatorul de sistem de distribuție are, în principal, obligația respectării următoarelor:
a) să opereze, să întrețină, să repare, să modernizeze și să dezvolte sistemul de distribuție în condiții de siguranță, eficiență economică și de protecție a mediului, activitățile urmând a fi desfășurate în baza autorizațiilor specifice pentru proiectare și execuție a sistemelor de distribuție a gazelor naturale, iar operarea urmând să se desfășoare în baza licenței de distribuție;
b) să realizeze interconectări cu alte sisteme, după caz, și să asigure capacitatea sistemului de distribuție pe termen lung;
c) să sigure racordarea terților la sistemul de distribuție, conform unor reglementări specifice, în limitele capacităților de distribuție și cu respectarea regimurilor tehnologice;
d) să urmărească și să întocmească bilanțul de gaze naturale intrate și, respectiv, ieșite din sistemul de distribuție;
e) să preia pentru o perioadă determinată, dar nu mai mult de 2 ani, la solicitarea și conform reglementărilor ANRE, operarea unui sistem de distribuție în cazul în care operatorul inițial i-a fost retrasă licența de distribuție sau a fost reziliat contractul de concesiune;
f) să asigure echilibrul permanent al sistemului operat;
g) să asigure condițiile de securitate în alimentarea cu gaze naturale;
h) să desfășoare activități conexe celei de operare a sistemului, conform reglementărilor specifice elaborate de ANRE, în limitele stabilite prin condițiile de valabilitate asociate licenței;
i) să elaboreze și să trimită ANRE planurile de investiții pe 5 ani ale sistemelor pe care le operează; aceste planuri se actualizează anual de către operator până la sfârșitul lunii decembrie și se aprobă de către ANRE;
n. Obligațiile furnizorului de gaze naturale
Prevedere legală:
art. 143, alin. 1) din legea nr. 123/2012
Furnizorul de gaze naturale are, în principal, obligația respectării următoarelor:
a) să încheie contracte de achiziție a gazelor naturale, astfel încât să asigure acoperirea consumului pentru clienții săi;
b) să plătească contravaloarea gazelor naturale achiziționate, conform contractelor încheiate;
c) să desfășoare activitatea de furnizare a gazelor naturale pe bază de contracte comerciale încheiate conform reglementărilor ANRE;
d) să respecte standardele de performanță pentru activitatea de furnizare a gazelor naturale;
e) să pună prompt la dispoziția clienților finali datele relevante privind consumul, utilizând la cererea acestora formatul de prezentare ușor de înțeles, armonizat la nivel național, stabilit de către ANRE;
f) să permită clienților, în mod gratuit, schimbarea efectivă a furnizorului de gaze naturale în termen de 21 de zile de la data solicitării și să transmită acestora decontul final de lichidare, în termen de 42 de zile de la data schimbării furnizorului;
g) să transmită clienților finali informații transparente privind prețurile/tarifele practicate, după caz, precum și privind condițiile generale de acces și de utilizare a serviciilor oferite de către acesta;
h) să nu utilizeze practici comerciale incorecte său înșelătoare;
i) să informeze corespunzător clienții finali cu privire la consumul lor efectiv de gaze naturale și la costurile reale aferente, suficient de frecvent astfel încât aceștia să aibă posibilitatea să își ajusteze propriul consum de gaze naturale. Aceste informații se comunică la intervale de timp corespunzătoare, ținându-se cont de capacitatea echipamentelor de măsurare ale clientului final și de raportul cost-beneficiu al acestor măsuri, fără să se perceapă clienților finali costuri suplimentare pentru acest serviciu;
j) să înmagazineze gaze naturale la nivelurile necesare pentru asigurarea continuității în alimentarea cu gaze naturale a clienților săi, în conformitate cu prevederile legale în vigoare.
o. Obligațiile clienților finali
Prevedere legală:
art. 145 din legea nr. 123/2012
Clienții finali au obligația să achite facturile reprezentând contravaloarea serviciilor prestate de către furnizorul/operatorul sistemului, în termenul și în condițiile prevăzute în contractul încheiat cu acesta.
Pentru neîndeplinirea obligațiilor contractuale, altele decât obligația de plată a clientului final, partea în culpă plătește celeilalte părți daune-interese până la acoperirea integrală a prejudiciului cauzat, în conformitate cu prevederile stipulate în contract.
În cazul intervenției asupra unui sistem din sectorul gazelor naturale, inclusiv asupra unei instalații de utilizare, care pune în pericol siguranța alimentării cu gaze naturale, operatorul sistemului/instalației este îndreptățit să întrerupă alimentarea, în conformitate cu reglementările specifice ale ANRE. În cazul constatării, conform prevederilor legale în vigoare, a unor acțiuni menite să denatureze în orice fel indicațiile echipamentelor de măsurare sau să sustragă gaze naturale prin ocolirea echipamentelor de măsurare, furnizorul este îndreptățit să solicite clientului final constituirea de garanții financiare pentru o perioadă de consum echivalent de maximum un an. Refuzul constituirii acestor garanții dă dreptul furnizorului să solicite operatorului de transport/distribuție întreruperea alimentării clientului final.
p. Obligațiile producătorilor de energie electrică și termică
Prevedere legală:
art. 28 din legea nr. 123/2012
Producătorul de energie electrică are, în principal, obligația respectării următoarelor:
a) să asigure livrările de energie electrică și serviciile tehnologice de sistem, cu respectarea condițiilor impuse prin licențe, clauze contractuale și reglementări în vigoare;
b) în cazul unităților dispecerizabile să oferteze întreaga putere electrică disponibilă pe piața de echilibrare, definită conform reglementărilor emise de autoritatea competența;
c) să oferteze public și nediscriminatoriu pe piața concurențială întreaga energie electrică disponibilă;
d) să oferteze nediscriminatoriu serviciile tehnologice de sistem;
e) să nu transmită la operatorul de transport și de sistem notificări fizice în dezechilibru negativ față de contractele pe care le au încheiate, cu excepția producătorilor care beneficiază de scheme de sprijin, conform prevederilor prezentului titlu;
f) să mențină o rezervă de combustibil la un nivel suficient sau, după caz, o rezervă suficientă de apă, pentru îndeplinirea obligațiilor de producție și furnizare continuă a energiei electrice, prevăzute de reglementările în vigoare;
g) să se conformeze, din punct de vedere operativ, cerințelor operatorului de transport și de sistem și să înființeze, după caz, trepte proprii de conducere operativă;
h) să transmită ANRE un raport anual de activitate, conform reglementărilor în vigoare, chiar în condițiile în care nu deține licența de producere sau capacitățile sunt transferate altui operator economic.
Măsurile pentru realizarea stocurilor de siguranță ale Sistemului Electroenergetic Național în ceea ce privește combustibilii pentru perioada sezonului rece și volumul de apă din lacurile de acumulare, denumit Programul de iarnă în domeniul energetic pentru asigurarea funcționării în condiții de siguranță și stabilitate a Sistemului Electroenergetic Național în perioada sezonului rece, precum și alte măsuri privind nivelul de siguranță și securitate în funcționare a Sistemului Electroenergetic Național sunt stabilite prin Hotărâre a Guvernului României.
Pentru perioada 1 ianuarie-31 martie 2016, Programul de iarnă în domeniul energetic pentru asigurarea funcționării în condiții de siguranță și stabilitate a Sistemului Electroenergetic Național în perioada sezonului rece, precum și alte măsuri privind nivelul de siguranță și securitate în funcționare a Sistemului Electroenergetic Național a fost aprobat prin
Hotărârea Guvernului României nr. 1019/2015 .
În conformitate cu prevederile
Hotărârii Guvernului României nr. 1019/2015 :
● serviciul tehnologic de sistem "rezervă terțiară lentă" se achiziționează în regim reglementat de către Compania Națională de Transport al Energiei Electrice "Transelectrica" - S.A., în calitate de operator de transport și sistem, de la producătorii prevăzuți în anexa la Hotărârea de Guvern;
● Societatea Națională de Transport Gaze Naturale "Transgaz" - S.A. împreună cu Compania Națională de Transport al Energiei Electrice "Transelectrica" - S.A. întocmesc un plan comun de măsuri privind asigurarea funcționării centralelor electrice care consumă gaze naturale, în condiții de scădere a presiunii gazelor naturale pentru perioada 1 ianuarie - 29 februarie 2016, plan care este prezentat, spre informare Ministerului Energiei;
● pentru situațiile previzibile de creștere a consumului și de scădere a cantităților importate de gaze naturale, pornirea grupurilor cu funcționare pe combustibil alternativ, respectiv pe păcură, se va asigura din timp, pentru a preveni dezechilibrarea Sistemului Național de Transport Gaze Naturale, cu informarea prealabilă a Autorității Naționale de Reglementare în domeniul Energiei;
● autoritățile administrației publice prevăzute în anexa la hotărâre duc la îndeplinire, potrivit competențelor, prevederile programului aprobat, cu respectarea prevederilor legale în vigoare.
Stocurile constituite până la sfârșitul lunii decembrie 2015, pentru perioada 1 ianuarie-31 martie 2016, pentru buna desfășurare a activității în această perioadă, în conformitate cu prevederile
Hotărârii Guvernului României nr. 1019/2015 , sunt:
*Font 8*
┌─────────────┬────────────────────────────────────────┬──────────┬─────────────────────────────┐
│Combustibil/ │- Lignit
│ mii tone │
1.377,197│
│
apă
├────────────────────────────────────────┼──────────┼─────────────────────────────┤
│
│- Huilă
│ mii tone │Stocurile necesare pentru
│
│
│
│
│îndeplinirea obligațiilor
│
│
│
│
│izvorâte din Hotărârea de
│
│
│
│
│Guvern nr. 138/2013 privind
│
│
│
│
│adoptarea unor măsuri pentru │
│
│
│
│siguranța alimentării cu
│
│
│
│
│energie electrică, cu
│
│
│
│
│modificările și completările │
│
│
│
│ulterioare
│
│
├────────────────────────────────────────┼──────────┼─────────────────────────────┤
│
│- Păcură
│ mii tone │
143,221│
│
├────────────────────────────────────────┼──────────┼─────────────────────────────┤
│
│- Volum de apa în lacuri - grad de
│
│
│
│
│umplere
│
%
│
40,0 ***)│
│
├────────────────────────────────────────┼──────────┼─────────────────────────────┤
│
│- Energie electrică echivalentă
│
│
│
│
│în lacuri
│ mii MWh
│
1.178,049│
│
├────────────────────────────────────────┼──────────┼─────────────────────────────┤
│
│- Volum gaze înmagazinate (la sfârșitul │
│
│
│
│ciclului de înmagazinare) *), **)
│ mld.Nmc
│
1,700│
└─────────────┴────────────────────────────────────────┴──────────┴─────────────────────────────┘

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

8. Informații privind interconectările prezente, accesul transfrontalier la instalațiile de stocare, fluxurile transfrontaliere, capacitatea fizică de a transporta gazele în ambele direcții
a. Interconectări prezente
În prezent importul de gaze naturale în România se realizează prin trei puncte de interconectare transfrontalieră:
i. Orlovka (UA) - Isaccea (RO)
Dn = 1000 mm
Capacitate = 8,6 mld.mc/an
Pmax = 70 bar
ii. Tekovo (UA) - Medieșu Aurit (RO)
Dn = 700 mm
Capacitate = 4,0 mld.mc/an
Pmax = 70 bar
iii. Szeged (HU) - Arad (RO)
Dn = 700 mm
Capacitate = 1,75 mld.mc/an
Pmax = 63 bar
Notă:
În acest punct de interconectare (Arad RO - Szeged HU), începând cu data de 1 noiembrie 2014, capacitatea de curgere bidirecțională este asigurată la următorii parametrii: presiune 20 bari, capacitate transport fermă 10.000 mc/h și capacitate întreruptibilă de transport de 40.000 mc/h.
b. Capacitatea de stocare
În tabelul de mai jos sunt prezentate capacitățile de înmagazinare din România și operatorii acestor capacități de stocare:
┌──────────────────────┬───────────────────────┬──────────────────────┐
│
Depozit
│
Operator
│ Capacitate utilă de
│
│
│
│ înmagazinare/mil mc
│
├──────────────────────┼───────────────────────┼──────────────────────┤
│
Bilciurești
│
Romgaz
│
1.310
│
├──────────────────────┼───────────────────────┼──────────────────────┤
│
Urziceni
│
Romgaz
│
360
│
├──────────────────────┼───────────────────────┼──────────────────────┤
│
Balaceanca
│
Romgaz
│
50
│
├──────────────────────┼───────────────────────┼──────────────────────┤
│
Sărmășel
│
Romgaz
│
800
│
├──────────────────────┼───────────────────────┼──────────────────────┤
│
Ghercești
│
Romgaz
│
150
│
├──────────────────────┼───────────────────────┼──────────────────────┤
│
Cetatea de Baltă
│
Romgaz
│
100
│
├──────────────────────┼───────────────────────┼──────────────────────┤
│
Tg. Mureș
│
Depomureș
│
300
│
├──────────────────────┼───────────────────────┼──────────────────────┤
│
TOTAL
│
-
│
3.070
│
└──────────────────────┴───────────────────────┴──────────────────────┘
c. Potențialul maxim și mediu de extracție din depozitele de înmagazinare subterană a gazelor naturale
Potențialul maxim la extracție gaze din depozitele de înmagazinare subterană a gazelor naturale operate de Romgaz, la începutul ciclului de extracție, a fost de 28 mil. mc/zi.
Potențialul maxim la extracție gaze din depozitul de înmagazinare subterană a gazelor naturale operate de Depomures, la începutul ciclului de extracție, a fost de 2 mil. mc/zi.
Potențialul mediu de extracție a gazelor din depozitele de înmagazinare subterană a gazelor naturale, este de 18 mil. mc/zi.
d. Proiecte de înființare de noi depozite de înmagazinare și dezvoltare a capacităților de înmagazinare
Depozit subteran de gaze naturale GHERCEȘTI - etapa II
Obiectivele proiectului:
● creșterea siguranței în aprovizionarea cu gaze în România și regiunea Europei de SE, prin asigurarea unui volum mai mare de gaze înmagazinate;
● creșterea capacității de extracție zilnică și mărirea flexibilității în livrarea gazelor naturale;
● diminuarea dependenței de importurile de gaze naturale pe timp de iarnă;
● contribuție la îndeplinirea regulii N-1 la nivel regional în conformitate cu art. 6(3) din
Regulamentul UE 994/2010 .
Contribuția proiectului la securitatea energetică regională, europeană: poate contribui major la creșterea capacității de înmagazinare în Europa de SE prin conectarea depozitului Ghercești la "Coridorul Bulgaria-România-Ungaria-Austria", proiect aflat în Planul de dezvoltare a S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. Mediaș, care constă în construirea etapizată a unei conducte noi de transport gaze naturale între Nodul tehnologic Podișor și SMG Horia.
Piața țintă a proiectului: piață internă și regională
Depozit subteran de gaze naturale MOLDOVA
Obiectivele proiectului:
● creșterea siguranței în aprovizionarea cu gaze în România și regiunea Europei de SE, prin asigurarea unui volum mai mare de gaze înmagazinate;
● creșterea capacității de extracție zilnică;
● mărirea flexibilității în livrarea gazelor naturale;
● diminuarea dependenței de importurile de gaze naturale pe timp de iarnă;
● contribuție la îndeplinirea regulii N-1 la nivel regional în conformitate cu art 6 (3) din
Regulamentul UE nr. 994/2010 .
Contribuția proiectului la securitatea energetică regională, europeană: va asigura creșterea securității energetice în România și Europa de SE prin conectarea acestuia la zonele de consum interne care prezintă deficit de aprovizionare în prezent, astfel fiind disponibilizate cantități de gaze pentru utilizarea pe alte direcții de consum. Proiectul va avea și o contribuție în aprovizionarea pe piața regională, în Republica Moldova, țară asociată la UE, prin interconectorul Iași - Ungheni.
Piața țintă a proiectului: internă și/sau regională
Creșterea capacității de înmagazinare subterană a gazelor în zăcămintele Bgl. VI+VII Sărmășel etapa II
Obiectivele proiectului:
● creșterea siguranței în aprovizionarea cu gaze în România și regiunea Europei de SE, prin asigurarea unui volum mai mare de gaze înmagazinate;
● creșterea capacității de extracție zilnică și mărirea flexibilității în livrarea gazelor naturale;
● diminuarea dependenței de importurile de gaze naturale pe timp de iarnă contribuție la îndeplinirea regulii N-1 la nivel regional în conformitate cu art 6 (3) din
Regulamentul UE 994/2010
Contribuția proiectului la securitatea energetică regională, europeană: poate contribui major la creșterea capacității de înmagazinare în Europa de SE prin conectarea depozitului Sărmășel prin intermediul Culoarului 3 Nord - Sud la "Coridorul Bulgaria-România-Ungaria-Austria", proiect aflat în Planul de dezvoltare a S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A., care constă în construirea etapizată a unei conducte noi de transport gaze naturale între Nodul tehnologic Podișor și SMG Horia.
Piața țintă a proiectului: piața internă și regională
e. Accesul la instalațiile de stocare
Accesul la depozitele de înmagazinare subterană gaze naturale se realizează conform "Regulamentului privind accesul reglementat la depozitele de înmagazinare subterană a gazelor naturale", aprobat prin
Decizia ANRE nr. 824 din 9 iunie 2004 .
Regulamentul se aplică operatorilor de înmagazinare, și solicitanților de acces la depozite, care pot fi:
a) producători de gaze naturale;
b) agenți economici licențiați de ANRE pentru transportul gazelor naturale;
c) agenți economici licențiați de ANRE pentru furnizarea gazelor naturale;
d) consumatori eligibili de gaze naturale acreditați de ANRE;
e) altor solicitanți.
Acordarea accesului la depozite dă dreptul solicitanților de a rezerva o capacitate de depozitare și de a beneficia de prestarea serviciului de înmagazinare.
Solicitarea accesului se face în baza unei cereri scrise, adresată operatorilor de înmagazinare, însoțită de documentele justificative, conform metodologiei cuprinse în regulament.
Operatorii de înmagazinare acordă accesul solicitanților, după următoarele criterii:
● ordinea de prioritate:
1. operatorului SNT - pentru cantitățile de gaze naturale necesare asigurării permanente a echilibrului fizic al SNT;
2. producătorilor - pentru cantitățile de gaze naturale necesare desfășurării proceselor tehnologice;
3. furnizorilor, titulari ai licențelor de distribuție - pentru cantitățile de gaze naturale necesare realizării serviciului public obligatoriu;
4. consumatorilor eligibili - pentru cantitățile de gaze naturale necesare asigurării consumului propriu, furnizorilor de pe piața angro, altor solicitanți;
● "primul venit - primul servit": în cadrul fiecărui nivel de prioritate, operatorii de înmagazinare vor realiza alocarea capacităților în ordinea înregistrării cererilor.
În funcție de criteriile "ordinea de prioritate" și "primul venit - primul servit", operatorii de înmagazinare efectuează alocarea capacităților de înmagazinare în depozite, în ordinea crescătoare a tarifelor reglementate aferente acestora.
ANRE, la solicitarea justificată a agenților economici aprobă cantitățile de gaze naturale pentru care aceștia se încadrează la ordinea de prioritate respectivă.

9. Măsuri referitoare la necesitatea de a dezvolta interconectările între statele membre învecinate și posibilitatea de a diversifica rute și surse de aprovizionare, dacă este fezabil, în vederea asigurării aprovizionării cu gaze pentru toți consumatorii

a. Proiectul AGRI

Proiectul AGRI a fost inițiat pentru a permite transportul gazelor din zăcămintele aflate în zona Mării Caspice, traversând, prin conducte, teritoriul Azerbaidjanului și Georgiei către un terminal de lichefiere pe țărmul georgian al Mării Negre, de-a lungul Mării Negre folosind metaniere către un terminal de regazificare pe țărmul românesc și transportate ulterior, prin conducte, pe teritoriul României și Ungariei, cu posibilități de conectare la sistemele de transport gaze din alte state membre ale UE. Traseul propus de proiectul AGRI, permite accesul la noi surse de gaze din zona Mării Caspice unde, pe lângă gazele din Azerbaidjan, există posibilitatea conectării la surse de gaze din Turkmenistan precum și din Kazahstan, contribuind astfel la o semnificativă diversificare a surselor de aprovizionare cu gaze a UE.

Volumul maxim, avut în vedere de studiul de fezabilitate al proiectului, pentru a fi transportat în cazul implementării acestui proiect, este de 8 mld. m.c./an.

Piața de desfacere a gazelor: România și Ungaria, ca piețe primare, precum și Serbia, Croația, Bulgaria, Moldova, și Ucraina, ca piețe secundare.

b. Interconectare România - Bulgaria (Giurgiu - Ruse)

Lucrările la această interconectare sunt în desfășurare, iar în momentul punerii în funcțiune, parametrii tehnici ce pot fi asigurați pe cele două sensuri de curgere sunt:

- România - Bulgaria: capacitate - 0,5 mld.mc/an; presiune

- Bulgaria - România: capacitate - 1,5 mld.mc/an; presiune

Capacitatea maximă bidirecțională va fi obținută până la sfârșitul 2019.

c. Proiect accesoriu reverse flow pe interconectarea România Ungaria

Proiectul face parte din coridorul central ce va fi dezvoltat pe teritoriul României, având scopul de a dubla capacitatea transfrontalieră dintre sistemele României și Ungariei. Proiectul implică construirea unei noi conducte de transport gaze naturale, pe culoarul Bacia - Hațeg - Horia, în lungime de aproximativ 220 km și a două noi stații de comprimare gaze naturale amplasate de-a lungul traseului (SC Hațeg și SC Horea).

Costul estimat al investiției este de aproximativ 190 mil euro, cu termen de realizare 2023.

Proiectul contribuie în mod semnificativ la creșterea gradului de interconectare a piețelor din România, Ungaria și Austria având o contribuție deosebită la diversificarea surselor de aprovizionare.

d. Interconectarea între sistemul național de transport gaze naturale cu sistemul de transport internațional și asigurarea curgerii reversibile la Issacea

Prin implementarea acestui proiect se vor putea asigura fluxuri bidirecționale permanente între SNT și firul 1 de tranzit, în condiții normale de funcționare. Astfel, vor putea fi îndeplinite cerințele impuse statelor membre prin regulamentele europene privind siguranța în aprovizionare și liberalizarea accesului terților la rețelele de transport gaze naturale, proiectul contribuind în mod semnificativ la creșterea gradului de interconectivitate dintre piețele României și Bulgariei, precum și la îmbunătățirea siguranței în aprovizionare.

Proiectul presupune următoarele lucrări:

● modernizare și amplificarea stației de comprimare Siliștea

● modernizare și amplificarea stației de comprimare Onești

● modificări în interiorul stației de măsurare Isaccea

● reabilitarea tronsoanelor de conductă Cosmești - Onești și Siliștea - Șendreni

Valoarea estimată a proiectului este de 65 de milioane Euro, iar lucrările de execuție se preconizează a fi finalizate în trimestrul I 2018.

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

Ținând cont de perspectiva materializării unor noi proiecte care vizează diversificarea rutelor de transport gaze naturale din regiunea Mării Caspice înspre Europa Centrală, precum și a unor noi surse de gaze naturale în perimetrele off-shore din Marea Neagră, operatorul sistemului de transport își propune construirea unui nou coridor de transport gaze naturale care să asigure valorificarea volumelor de gaze naturale aferente acestor surse pe piața românească și europeană și posibilitatea curgerii fizice bidirecționale permanente pe interconectările cu Bulgaria și Ungaria.

Acest proiect presupune dezvoltarea unei capacități de transport gaze naturale între punctele existente de interconectare cu sistemele de transport gaze naturale din Bulgaria (la Giurgiu) și Ungaria (Csanadpalota) prin construirea unei noi conducte, în lungime totală de aproximativ 550 de km, pe culoarul Giurgiu-Podișor-Corbu-Hurezani-Hațeg-Recaș-Horia și a trei stații de comprimare amplasate pe traseul conductei.

Conform planului de dezvoltare avut în vedere de Transgaz, proiectul are drept rezultat asigurarea posibilității fizice de curgere bidirecțională permanentă între interconectările cu Bulgaria și Ungaria. La finalizarea proiectului va putea fi asigurată o capacitate maximă de transport de gaze naturale de 1,5 miliarde mc/an spre Bulgaria, respectiv de 4,4 miliarde mc/an înspre Ungaria.

Termenul de implementare a proiectului este anul 2019, iar valoarea estimată se ridică la 560 milioane Euro.

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

Având în vedere resursele de gaze naturale recent identificate în Marea Neagră, precum și importanța valorificării acestora pe piețe central europene, operatorul sistemului de transport are în vedere crearea infrastructurii necesare pentru accesul piețelor central-europene la rezervele de gaze naturale din Marea Neagră.

Proiectul este de o importanță deosebită la nivel european prin prisma contribuției sale la diversificarea surselor de aprovizionare și prin faptul că oferă acces la o sursă europeană printr-o rută ce traversează exclusiv țări ale UE.

Importanța proiectului la nivelul UE constă în posibilitatea dirijării gazelor naturale offshore spre Bulgaria și Ungaria prin interconectările existente Giurgiu - Ruse (cu Bulgaria) și Arad - Szeged (cu Ungaria).

Finalizarea acestui proiect este estimată pentru anul 2019-2020, iar investițiile se ridică la aproximativ 250 mil euro.

g. Proiect privind dezvoltări ale SNT în zona de Nord-Est a României în scopul îmbunătățirii aprovizionării cu gaze naturale a azonei precum și a asigurării capacității de transport spre Republica Moldova

Având în vedere necesitatea îmbunătățirii alimentării cu gaze naturale a regiunii de nord-est a României și ținând seama de perspectiva oferită de noua conductă de interconectare dintre România și Republica Moldova de a oferi capacitate de transport spre Republica Moldova, sunt necesare o serie de dezvoltări în sistemul românesc de transport gaze naturale astfel încât să poată fi asigurați parametrii tehnici adecvați acestor cerințe.

Etapa I - conducta de transport gaze naturale Gherăiești - Lețcani

Etapa II - dezvoltarea capacității de transport în SNT în vederea asigurării fluxului de gaze naturale pe direcția România-Republica Moldova (construirea a două stații de comprimare - Onești și Gherăiești și construirea conductei de transport gaze naturale Onești - Gherăești).

Prin realizarea acestui proiect, va putea fi asigurată o capacitate de transport de 1,5 miliarde mc/an în punctul de interconectare dintre sistemele de transport ale României și Republicii Moldova.

Interconectorul România - Republica Moldova (Iași-Ungheni) este funcțional începând cu data de 27 august 2014 și are o capacitate de funcționare de 1,5 mld mc/an.

10. Concluzii

În România, furnizarea de gaze naturale pentru consumatorii protejați este garantată și, pe cale de consecință, asigurată, chiar și în condițiile apariției scenariilor de risc prezentate la punctul 4.

În cazul unei cereri excepțional de mari sau al unei întreruperi semnificative a furnizării sau al unei afectări semnificative a situației livrărilor și în cazul în care toate măsurile bazate pe mecanismele pieței au fost implementate, dar oferta de gaze este insuficientă pentru a satisface cererea rămasă neacoperită a consumatorilor protejați, în scopul de garanta aprovizionarea cu gaze naturale a consumatorilor protejați, în România vor fi adoptate măsurile prevăzute de Planul de Urgență pentru nivelul de urgență în cadrul situațiilor de criză.

11. Glosar de termeni

Autoritate Competentă - ME, prin intermediul Serviciului Autoritate Competentă

Regulamentul UE nr. 994/2010

-

Regulamentul UE nr. 994/2010

al Parlamentului European și al Consiliului din 20 octombrie 2010 privind măsurile de garantare a securității aprovizionării cu gaze naturale și de abrogare a

Directivei 2004/67/CE

a Consiliului

ME - Ministerului Energiei

Legea nr. 123/2012

- legea energiei electrice și a gazelor naturale, publicată în Monitorul oficial al României din data de 19 iulie 2012, cu modificările și completările ulterioare

ANRE - Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei

ANRM - Agenția Națională pentru Resurse Minerale

SNT - Sistemul Național de Transport

CPET - clienții casnici și producătorii de energie termică, numai pentru cantitatea de gaze naturale utilizată la producerea de energie termică în centralele de cogenerare și în centralele termice, destinată consumului populației

CE - Comisia Europeană

NC - clienți noncasnici

UR - utilizator rețea sistem de transport gaze naturale