PLAN DE URGENŢĂ din 25 ianuarie 2019

Vă rugăm să vă conectați la marcaj

Informatii Document

Emitent: GUVERNUL ROMÂNIEI
Publicat în: MONITORUL OFICIAL nr. 95 bis din 6 februarie 2019

Actiuni Suferite

Actiuni Induse

Refera pe

Referit de

Actiuni suferite de acest act:

SECTIUNE ACT	TIP OPERATIUNE	ACT NORMATIV
Actul	ABROGAT DE	HOTARARE 715 26/05/2022
Actul	MODIFICAT DE	HOTARARE 1077 04/10/2021

Nu exista actiuni induse de acest act

Acte referite de acest act:

Alegeti sectiunea:

SECTIUNE ACT	REFERA PE	ACT NORMATIV
Actul	REFERIRE LA	HOTARARE 32 25/01/2019
ART. 1	REFERIRE LA	HOTARARE 773 27/09/2018
ART. 1	REFERIRE LA	ORDIN 692 20/09/2018
ART. 1	REFERIRE LA	LEGE 85 30/03/2018
ART. 1	REFERIRE LA	LEGE 123 10/07/2012
ART. 1	REFERIRE LA	LEGE 123 10/07/2012 ART. 102
ART. 2	REFERIRE LA	ORDIN 36 19/07/2016
ART. 2	REFERIRE LA	ORDIN 35 19/07/2016
ART. 2	REFERIRE LA	ORDIN 29 28/06/2016
ART. 2	REFERIRE LA	REGULAMENT 28/06/2016
ART. 2	REFERIRE LA	METODOLOGIE 19/07/2016
ART. 2	REFERIRE LA	ORDIN 162 26/11/2015
ART. 2	REFERIRE LA	ORDIN 161 26/11/2015
ART. 2	REFERIRE LA	STANDARD 26/11/2015
ART. 2	REFERIRE LA	STANDARD 26/11/2015
ART. 2	REFERIRE LA	ORDIN 142 03/12/2014
ART. 2	REFERIRE LA	REGULAMENT 03/12/2014
ART. 2	REFERIRE LA	ORDIN 16 27/03/2013
ART. 2	REFERIRE LA	COD TEHNIC GN 27/03/2013
ART. 2	REFERIRE LA	LEGE 123 10/07/2012
ART. 2	REFERIRE LA	ORDIN 37 01/10/2007
ART. 2	REFERIRE LA	STANDARD 01/10/2007
ART. 4	REFERIRE LA	ORD DE URGENTA 114 28/12/2018 ART. 61
ART. 4	REFERIRE LA	LEGE 123 10/07/2012 ART. 143
ART. 4	REFERIRE LA	LEGE 123 10/07/2012 ART. 173
ART. 7	REFERIRE LA	ORDIN 35 19/07/2016
ART. 7	REFERIRE LA	ORDIN 29 28/06/2016
ART. 7	REFERIRE LA	REGULAMENT 28/06/2016
ART. 7	REFERIRE LA	LEGE 123 10/07/2012 ART. 100
ART. 7	REFERIRE LA	LEGE 123 10/07/2012 ART. 144
ART. 7	REFERIRE LA	DECIZIE 824 09/06/2004
ART. 7	REFERIRE LA	REGULAMENT 09/06/2004
ART. 8	REFERIRE LA	LEGE 85 30/03/2018
ART. 9	REFERIRE LA	LEGE 123 10/07/2012
ANEXA 2	REFERIRE LA	COD TEHNIC GN 27/03/2013
ANEXA 2	REFERIRE LA	LEGE 123 10/07/2012
ANEXA 2	REFERIRE LA	LEGE 123 10/07/2012 ART. 28
ANEXA 2	REFERIRE LA	LEGE 123 10/07/2012 ART. 100
ANEXA 2	REFERIRE LA	LEGE 123 10/07/2012 ART. 124
ANEXA 2	REFERIRE LA	LEGE 123 10/07/2012 ART. 130
ANEXA 2	REFERIRE LA	LEGE 123 10/07/2012 ART. 138
ANEXA 2	REFERIRE LA	LEGE 123 10/07/2012 ART. 142
ANEXA 2	REFERIRE LA	LEGE 123 10/07/2012 ART. 143
ANEXA 2	REFERIRE LA	LEGE 123 10/07/2012 ART. 144
ANEXA 2	REFERIRE LA	LEGE 123 10/07/2012 ART. 145
ANEXA 2	REFERIRE LA	LEGE 123 10/07/2012 ART. 177

Acte care fac referire la acest act:

SECTIUNE ACT	REFERIT DE	ACT NORMATIV
Actul	ABROGAT DE	HOTARARE 715 26/05/2022
Actul	MODIFICAT DE	HOTARARE 1077 04/10/2021
Actul	REFERIT DE	HOTARARE 1077 04/10/2021
Actul	APROBAT DE	HOTARARE 32 25/01/2019
Actul	CONTINUT DE	HOTARARE 32 25/01/2019
Actul	REFERIT DE	HOTARARE 32 25/01/2019

Notă …
Aprobat prin Hotărârea Guvernului nr. 32/2019 publicată în Monitorul Oficial al României, Partea I nr. 95 din 06 februarie 2019

PLAN DE ACŢIUNI PREVENTIVE PRIVIND MĂSURILE DE GARANTARE A SECURITĂŢII APROVIZIONĂRII CU GAZE NATURALE

Anexa nr. 1

PLAN DE ACŢIUNI PREVENTIVE!

Cuprins

1. Introducere
2. Cadru legal
3. Rezultatele Evaluării Riscurilor
4. Matricea Riscurilor
1. 4.1. Scenarii de risc
2. 4.2. Standardele privind infrastructura
5. Măsurile de garantare a securităţii aprovizionării cu gaze naturale în România
1. 5.1. Definirea clientului protejat în legislaţia naţională
2. 5.2. Consumul de gaze naturale în România
6. Măsuri reglementate de prevederi legale, necesare asigurării securităţii aprovizionării cu gaze naturale
7. Informaţii privind starea sistemului gazier naţional
8. Măsuri referitoare la diversificarea surselor
9. Autoritatea Competentă
10. Concluzii
11. Glosar de termeni

1 Conform art. 8, alin. (12) din Regulamentul (UE) nr. 1938/2017, Planul de urgenţă elaborat în temeiul Regulamentului (UE) nr. 994/2010, actualizat în conformitate cu regulamentul respectiv, rămâne în vigoare până la data stabilirii iniţiale a planurilor de acţiuni preventive şi a planurilor de urgenţă menţionate la alin. (1) al acestui articol

!. Introducere

Planul de Acţiuni Preventive a fost elaborat de Autoritatea Competentă în temeiul art. 8, alin.

(12) din Regulamentul (UE) nr. 1938/2017, în baza consultărilor cu principalii actori de pe piaţa gazelor naturale din România. Atribuţia punerii în aplicare a măsurilor prevăzute de Regulamentul (UE) 1938/2017 revine Ministerului Energiei, în calitate de Autoritate Competentă, potrivit prevederilor Cap. II art. 102 din Legea energiei şi a gazelor naturale nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare.

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

„Evaluarea Riscurilor" a demonstrat, prin conceptul N-1, că standardele privind infrastructura de gaze naturale sunt îndeplinite de România, prin calcularea formulei pentru anul 2017 rezultând valoarea de 104,1 % . Acest concept (N-1) descrie capacitatea tehnică a infrastructurilor de gaze de a satisface cererea totală de gaze a zonei luate în calcul în cazul afectării infrastructurii unice principale de gaze pe parcursul unei zile cu cerere excepţional de mare, constatată statistic o dată la 20 de ani, ca efect al unor temperaturi extrem de scăzute la nivelul întregii ţări sau în zone însemnate ale ţării.2

2. Cadru legal

Conform prevederilor art.8 alin. (2) ale Regulamentului (UE) nr. 1938/2017, Autoritatea competentă a fiecărui stat membru, în urma consultării întreprinderilor din sectorul gazelor naturale, a organizaţiilor relevante reprezentând interesele clienţilor casnici şi industriali de gaze, inclusiv a producătorilor de energie electrică, a operatorilor de transport şi de sistem de energie electrică şi, în cazul în care aceasta este diferită de autoritatea competentă, a autorităţii naţionale de reglementare stabileşte:
1. (a) un plan de acţiuni preventive conţinând măsurile necesare pentru a elimina sau a atenua riscurile identificate, inclusiv efectele măsurilor în favoarea eficienţei energetice şi ale măsurilor axate pe cerere analizate în evaluările comună şi naţională ale riscurilor şi în conformitate cu art. 9;
2. (b) un plan de urgenţă conţinând măsurile care trebuie luate pentru a elimina sau a atenua impactul unei perturbări a furnizării de gaze, în conformitate cu art. 10.
  
  De asemenea, conform considerentului (63) din Regulamentului (UE) 1938/2017, pentru a evita insecuritatea juridică, planurile de acţiuni preventive şi planurile de urgenţă elaborate în temeiul Regulamentului 994/2010 ar trebui să rămână în vigoare până la data primei adoptări a noilor planuri de acţiuni preventive şi a noilor planuri de urgenţă elaborate în temeiul prezentului Regulament în vigoare.
  
  2 Temperatura minimă, mediată pe 7 zile consecutive, cu probabilitatea de revenire de o dată la 20 de ani, este în România de -19,0725 °C (sursă: Ministerul Mediului, Administraţia Naţională de Meteorologie).
  
  PLAN DE ACŢIUNI PREVENTIVE PRIVIND MĂSURILE DE GARANTARE A SECURITĂŢII APROVIZIONĂRII CU GAZE NATURALE
  
  Astfel, prezentul Plan de acţiuni preventive conţine datele şi informaţiile stipulate de Regulamentul (UE) nr. 994/2010, după cum urmează:
  1. a) rezultatele evaluării riscurilor prevăzute la art. 9;
  2. b) măsurile, volumele, capacităţile şi timpul necesar pentru îndeplinirea standardelor privind infrastructura şi aprovizionarea, prevăzute la art. 6 şi 8, inclusiv, dacă este cazul, proporţia în care măsurile referitoare la cerere pot compensa îndeajuns, în timp util, o întrerupere a aprovizionării menţionate la art. 6, alin. (2), identificarea infrastructurii unice principale de gaze de interes comun în cazul aplicării art. 6, alin. (3), precum şi orice standard privind suplimentarea ofertei în conformitate cu art. 8, alin. (2);
  3. c) obligaţiile impuse întreprinderilor din sectorul gazelor naturale şi altor organisme relevante, inclusiv în legătură cu funcţionarea sigură a reţelei de gaze;
  4. d) celelalte măsuri preventive, ca, de exemplu, cele referitoare la necesitatea de a dezvolta interconectările între statele membre învecinate şi posibilitatea de a diversifica rutele şi sursele de aprovizionare cu gaze, dacă este fezabil, pentru gestionarea riscurilor identificate, în vederea asigurării aprovizionării cu gaze pentru toţi consumatorii cât mai mult timp posibil;
  5. e) mecanismele care urmează să fie folosite în cadrul colaborării cu alte state membre pentru întocmirea şi punerea în aplicare a planurilor de acţiune preventive comune şi a planurilor de urgenţă comune menţionate la art. 4, alin. (3), dacă este cazul;
  6. f) informaţii privind interconectările existente şi viitoare, inclusiv cele care oferă acces la reţeaua de gaz a Uniunii, fluxurile transfrontaliere, accesul transfrontalier la instalaţiile de stocare şi capacitatea fizică de a transporta gazele în ambele direcţii („capacitate bidirecţională”), îndeosebi într-o situaţie de urgenţă;
  7. g) informaţiile privind toate obligaţiile de serviciu public legate de securitatea aprovizionării cu gaze.
  Conform art. 9 alin. (3) din Regulamentului (UE) 1938/2017, potrivit principiului continuităţii şi în baza prevederilor art.5, alin (3) din Regulamentului (UE)994/2010, Planul de acţiuni preventive se bazează în primul rând pe măsurile de piaţă, nu impune o sarcină excesivă întreprinderilor din sectorul gazelor naturale şi nici nu afectează în mod negativ funcţionarea pieţei interne a gazelor.
  
  Principalele acte normative din legislaţia naţională avută în vedere la elaborarea acestui plan sunt:
  -  Legea energei electrice şi a gazelor naturale nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare;
  -  Ordinul ANRE nr. 16/2013 – privind aprobarea Codului reţelei pentru Sistemul naţional de transport al gazelor naturale, cu modificările şi completările ulterioare;
  -  Ordinul ANRE nr. 29/2016 – pentru aprobarea Regulamentului privind furnizarea gazelor naturale la clienţii finali;
  -  Ordinul ANRE nr. 35/2016 – pentru aprobarea Metodologiei privind determinarea anuala a stocului minim de gaze naturale pentru titularii licentelor de furnizare gaze naturale;
  -  Ordinul ANRE nr. 36/2016 – privind stabilirea modalităţii de determinare anuală a nivelului stocului minim de gaze naturale pentru titularii licenţelor de operare a sistemelor de transport al gazelor naturale
  -  Decizia nr. 1.671/17.10.2018 – privind stabilirea nivelului stocului minim de gaze naturale pe care fiecare titular al licenţei de furnizare a gazelor naturale are obligaţia de a-l constitui în depozitele de înmagazinare subterană pană la data de 31 octombrie 2018
  -  Decizia ANRE nr. 730/10.05.2018 privind stabilirea nivelului stocului minim de gaze naturale pentru titularul licenţei de operare a sistemelor de transport al gazelor naturale
    
    S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A.
  -  Ordinul ANRE nr. 161/2015 – privind aprobarea Standardului de performanţă pentru serviciul de transport şi de sistem al gazelor naturale
  -  Ordinul ANRE nr. 162/2015 – privind aprobarea Standardului de performanţă pentru serviciul de distribuţie şi de sistem al gazelor naturale, cu modificările şi completările ulterioare;
  -  Ordinul ANRE nr. 37/2007– privind aprobarea Standardului de performanţă pentru activitatea de furnizare a gazelor naturale;
  -  Decizia ANRGN nr. 824/2004 – pentru aprobarea Regulamentului privind accesul reglementat la depozitele de înmagazinare subterană a gazelor naturale;
3. Rezultatele Evaluării Riscurilor

Din punct de vedere al surselor interne de aprovizionare, posibilele incidente ce pot afecta procesul de producţie în amonte de Sistemul Naţional de Transport pot fi remediate în timp util (în cel mult 48 ore, durata medie de restabilire a situaţiei normale fiind de aproximativ 8 ore) fără a avea impact semnificativ asupra furnizării de gaze naturale către clienţii finali.

Procedurile interne ale producătorilor conferă o flexibilitate sporită a furnizării, existând mecanisme de redirecţionare/compensare a capacităţilor indisponibile în timpul perioadei de intervenţie.

Riscurile asociate activităţii de înmagazinare (injecţie şi extracţie) sunt în special de natură comercială, diferenţa dintre preţul producţiei interne şi preţul gazelor importate putând conduce la conjuncturi nefavorabile pentru procesul de stocare. Deoarece gazele naturale înmagazinate constituie surse de consum curent în perioada de iarnă – nu numai pentru acoperirea unor vârfuri de consum – este recomandabil atât ca pe viitor depozitele să devină exploatabile în regim multiciclu, cât şi analizarea oportunităţii şi necesităţii implementării conceptului de depozit strategic, în contextul procesului de liberalizare al pieţei gaziere.

În ceea ce priveşte Sistemul Naţional de Transport, riscurile tehnice nu pot avea un efect determinant în declanşarea unei crize în aprovizionarea cu gaze naturale.

Operatorul Sistemului de Transport (SNTGN Transgaz SA) deţine toate mijloacele şi procedurile de intervenţie în timp util, astfel încât durata medie de restabilire a aprovizionării cu gaze naturale în regiunea afectată să fie de maxim 48 ore.

Sensibilitatea regimului tehnic de operare a Sistemului Naţional de Transport este cauzată cu precădere de factori externi acestuia, în special variaţia cantităţilor de gaze naturale provenite din import pe direcţiile din Federaţia Rusă.

PLAN DE ACŢIUNI PREVENTIVE PRIVIND MĂSURILE DE GARANTARE A SECURITĂŢII APROVIZIONĂRII CU GAZE NATURALE
4. Matricea Riscurilor

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

Probabilitatea	FrecvenJă medie de apariJie
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

Culoare	Semnificaţie
	Severitate foarte redusă
	Severitate redusă
	Severitate
	Severitate ridicată
	Severitate extremă

	Probabilitate
Impact	Foarte scăzută	Scăzută		Medie	Ridicată	Foarte ridicată
Minor
Scăzut
Notabil		Dezechilibre în activitatea de înmagazinare a gazelor naturale		Condiţii meteo extreme
Major		Defecţiuni pe direcţiile de transport din Federaţia Rusă	Defecţiuni tehnice în Sistemul Naţional de Transport	Sistarea furnizării de gaze naturale din Federaţia Rusă către UE
Extrem

Matricea riscurilor (Sursă: Evaluarea Riscurilor)

Pe axa orizontală sunt reprezentate clasele de consecinţe, reprezentând o creştere a daunelor de la stânga la dreapta.

Pe axa verticală sunt reprezentate clasele de probabilităţi, având riscul de creştere de jos în sus. Produsul cartezian al ambelor axe oferă toate combinaţiile posibile de probabilităţi şi consecinţe. Codul de culoare (verde-galben-roşu) indică severitatea combinaţiei probabilitate-consecinţe. Fiecare scenariu este reprezentat în matricea riscurilor folosind un cod (e.g. numere, litere, acronime, etc).

4. !. Scenarii de risc

Scenarii de risc referitoare la aprovizionarea cu gaze naturale în România

Scenariul !: Defecţiuni pe direcţiile de transport din import

defecţiuni în sisteme de transport, altele decât sistemul naţional de transport, înainte de preluarea cantităţilor din import de gaze naturale în sistemul naţional de transport

Scenariul 2: Defecţiuni tehnice în Sistemul Naţional de Transport

defecţiuni în sistemul naţional de transport la preluarea cantităţilor de gaze naturale din depozitele de înmagazinare subterană a gazelor naturale, respectiv din depozitul cu cea mai mare capacitate de extracţie zilnică

Scenariul 3: Dezechilibre în activitatea de înmagazinare a gazelor naturale

defecţiuni ale echipamentelor de suprafaţă aferente activităţii de înmagazinare înainte preluarea cantităţilor de gaze naturale din depozitele de înmagazinare subterană a gazelor naturale în sistemul naţional de transport

Scenariul 4: Condiţii meteo extreme

valori foarte scăzute ale temperaturii, respectiv temperature medie sub -150C, pe perioada sezonului rece, pe intervale mai mari de timp, de cel puţin 7 zile, fără defecţiuni tehnice în sistemul naţional de transport, sisteme de transport import şi dezechilibre în activitatea de înmagazinare a gazelor naturale

Scenariu 5: Sistarea furnizării de gaze naturale din Federaţia Rusă către UE

sistare furnizare gaze naturale din import fără existenţa unor defecţiuni tehnice în sistele de transport cantităţi gaze naturale din import

PLAN DE ACŢIUNI PREVENTIVE PRIVIND MĂSURILE DE GARANTARE A SECURITĂŢII APROVIZIONĂRII CU GAZE NATURALE

Scenarii

Categorii de riscuri

Impact

Probabilitate

Perioada

Provenienţa

Anotimp

Deficit estimat de aprovizionare în total consum

Deficit estimat de aprovizionare clienti protejaţi

Scenariul !

Risc tehnic

Major

Scăzută

Termen scurt

(durata 24 – 48 ore)

Externă

Sezon rece

Min: 0 mil m3

(condiţii normale de iarnă, cu temperature medii -50C)

Max: 11 mil m3/zi

(condiţii normale de iarnă, cu temperature medii -150C)

0 mil m3/zi

Sezon cald

Min: 0 mil m3

Max: 0 mil m3

0 mil m3/zi

Scenariul 2

Risc tehnic

Major

Scăzută

Termen scurt

(durata maxim 48 ore)

Internă

Sezon rece

Min: 9 mil m3

(condiţii normale de iarnă, cu temperature medii -50C)

Max: 20 mil m3/zi

(condiţii de iarnă cu temperaturi medii -150C)

0 mil m3/zi

Sezon cald

Min: 0 mil m3/zi

Max: 0 mil m3/zi

0 mil m3/zi

Scenariul 3

Risc tehnic

Notabil

Scăzută

Termen scurt

(durata maxim 48 ore)

Internă

Iarnă

Min: 9 mil m3

(condiţii normale de iarnă, cu temperature medii -50C)

Max: 20 mil m3/zi

(condiţii de iarnă cu temperaturi medii -150C)

0 mil m3/zi

Scenariul 4

Risc meteo

Notabil

Medie

Termen scurt (durata 7 zile)

Internă

Iarnă

Min: 0 mil m3

(condiţii de iarnă, cu temperaturi medii -50C)

Max: 5 mil m3/zi

(condiţii de iarnă cu temperaturi medii sub-150C)

0 mil m3/zi

Scenariul 5

Risc politic/ comercial

Major

Medie

Termen mediu

(durata până la 30 de zile)

Externă

Iarnă

Min: 0 mil m3

(condiţii normale de iarnă, cu temperature medii -50C)

Max: 11 mil m3/zi

(condiţii normale de iarnă, cu temperature medii -150C)

0 mil m3/zi

PLAN DE ACŢIUNI PREVENTIVE PRIVIND MĂSURILE DE GARANTARE A SECURITĂŢII APROVIZIONĂRII CU GAZE NATURALE

Scenarii

Acţiuni preventive operaţional

Acţiuni preventive investiţionale

Acţiuni reactive

Scenariul !

Identificare rute şi/sau surse alternative import

Identificarea clienţilor care pot trece pe combustibili alternativi Asigurare stocuri combustibili alternativi

Încheierea contracte vizând asigurarea securităţii aprovizionării cu gaze naturale Încheierea de contracte de furnizare care pot fi întrerupte

Constituirea unui stoc minim de gaze naturale

Creşterea capacităţii de extracţie zilnică a gazelor naturale din depozite Diversificare surse de gaze

Dezvoltare interconectări cu flux bidirecţional

Extracţie gaze naturale depozite de înmagazinare

Echilibrare comercială

Producerea de energie pe combustibil alternativ şi surse regenerabile

Întreruptibilitate comercială

Scenariul 2

Program de mentenanţă SNT

Încheierea de contracte vizând asigurarea securităţii aprovizionării cu gaze naturale

Încheierea de contracte de furnizare care pot fi întrerupte

Program de dezvoltare SNT

Dezvoltare interconectări cu flux bidirecţional

Intervenţii tehnice remediere defect SNT Echilibrare comercială

Redirecţionare flux gaze în SNT

Creşterea capacităţii de prodcutie curentă gaze naturale

Scenariul 3

Identificare surse suplimentare import

Identificarea clienţilor care pot trece pe combustibili alternativi Asigurare stocuri combustibili alternativi

Încheierea de contracte vizând asigurarea securităţii aprovizionării cu gaze naturale

Încheierea de contracte care pot fi întrerupte Constituire stoc minim de gaze naturale

Constituire depozite strategice (promovare iniţiative legislative pentru constituire de astfel de depozite)

Creşterea capacităţii de extractiezilnica a gazelor naturale din depozite

Creşterea capacităţii utile de înmagazinare Diversificare surse de gaze

Dezvoltare interconectări cu flux bidirecţional

Intervenţii tehnice remediere defecţiune depozite

Extracţie maximă a gazelor naturale din pozite de înmagazinare neafectare de defecţiuni Echilibrare comercială

Producerea de energie pe combustibil alternativ

Scenariul 4

Identificare surse alternative sau suplimentare import Identificarea clienţilor care pot trece pe combustibili alternativi Asigurare stocuri combustibil alternativi

Încheierea de contracte vizând asigurarea securităţii aprovizionării cu gaze naturale

Încheierea de contracte care pot fi întrerupte Constituire stoc minim de gaze naturale

Creşterea capacităţii de extractie zilnică a gazelor naturale din depozite

Creşterea capacităţii utile de înmagazinare Diversificare surse de gaze

Dezvoltare interconectări cu flux bidirecţional

Extracţie maximă zilnică gaze naturale din depozite de înmagazinare

Echilibrare comercială

Producerea de energie pe combustibil alternativ Creşterea capacităţii de prodcutie curentă gaze naturale

Scenariul 5

Identificarea de surse alternative de import Asigurare stocuri combustibil alternative

Identificarea clienţilor care pot trece pe combustibili alternativi

Încheierea contracte vizând asigurarea securităţii aprovizionării cu gaze naturale Încheierea de contracte care pot fi întrerupte

Constituire stoc minim de gaze naturale

Constituire depozite strategice (promovare iniţiativă legislativă pentru constituire)

Creşterea capacităţii de extracţie a gazelor naturale din depozite

Creşterea capacităţii utile de înmagazinare Constituire depozite strategice (condiţionat de promovare iniţiativă legislativă pentru reglementare astfel de constituire)

Depozite multicilu Diversificare surse de gaze

Dezvoltare interconectări cu flux bidirecţional

Extracţie gaze naturale depozite de înmagazinare

Echilibrare comercială

Producerea de energie pe combustibil alternativ şi surse regenerabile

Întreruptibilitate comercială

Aplicarea măsurilor care nu au la bază mecanismele pieţei, conform Planului de

Urgenţă.

4.2. Standardele privind infrastructura

a) Definiţia formulei N-1

Formula N-1 descrie capacitatea tehnică a infrastructurilor de gaze de a satisface cererea totală de gaze a zonei luate în calcul în cazul afectării infrastructurii unice principale de gaze pe parcursul unei zile cu cerere excepţional de mare, constatată statistic o dată la 20 de ani.

Infrastructura de gaze include reţeaua de transport al gazelor, inclusiv interconectările, precum şi instalaţiile de producţie, instalaţiile GNL şi de depozitare conectate la zona luată în calcul.

Capacitatea tehnică3 a tuturor celorlalte infrastructuri de gaze disponibile în cazul afectării infrastructurii unice principale de gaze trebuie să fie cel puţin egală cu suma cererii zilnice totale de gaze pentru zona luată în calcul, pe parcursul unei zile cu cerere de gaze excepţional de mare, constatată statistic o dată la 20 de ani.

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

N – 1 [%) = EPm + Pm + Sm + LNGm – Im

Dmax – Deff
c) Definiţii ale parametrilor formulei N-1:

x 100, N – 1 2" 100%

„Zona luată în calcul" înseamnă regiunea geografică pentru care se calculează formula N-1, astfel cum este stabilită de autoritatea competentă.

Definiţie privind cererea

„Dmax„: cererea zilnică totală de gaze (în milioane de m3 pe zi) din zona luată în calcul pe parcursul unei zile cu cerere excepţional de mare, constatată statistic o dată la 20 de ani.

Definiţii privind oferta

„EPm„: capacitatea tehnică a punctelor de intrare (în milioane de m3 pe zi), altele decât cele aferente instalaţiilor de producţie, instalaţiilor GNL şi de depozitare, simbolizate prin Pm, Sm şi LNGm, înseamnă suma capacităţilor tehnice ale tuturor punctelor de intrare de la frontieră capabile să aprovizioneze cu gaz zona luată în calcul;

„Pm„: capacitatea tehnică maximă de producţie (în milioane de m3 pe zi) înseamnă suma capacităţilor zilnice maxime de producţie ale tuturor instalaţiilor de producţie a gazelor, capabile să aprovizioneze cu gaz zona luată în calcul;

„Sm„: capacitatea tehnică maximă de extracţie (în milioane de m3 pe zi) înseamnă suma capacităţilor tehnice zilnice maxime de extracţie din toate instalaţiile de depozitare, care pot fi furnizate la punctele de intrare din zona luată în calcul, ţinând seama de caracteristicile fizice ale fiecăreia;

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

„LNGm„: capacitatea tehnică maximă a instalaţiilor GNL (în milioane de m3 pe zi) înseamnă suma capacităţilor tehnice zilnice maxime de extracţie din toate instalaţiile GNL din zona luată în calcul, luând în considerare elemente critice precum descărcarea, serviciile auxiliare, depozitarea temporară şi regazeificarea GNL, precum şi capacitatea tehnică de extracţie;

„Im„: înseamnă capacitatea tehnică a infrastructurii unice principale de gaze (în milioane de m3 pe zi), cu cea mai mare capacitate de aprovizionare a zonei luate în calcul. În cazul în care mai multe infrastructuri de gaze sunt conectate la aceeaşi infrastructură de gaze din amonte sau din aval şi nu pot fi operate separat, acestea sunt considerate o singură infrastructură de gaze.
d) Calcularea formulei N-1 prin luarea în considerare a măsurilor legate de cerere

N – 1 [%) = EPm + Pm + Sm + LNGm – Im

Dmax – Deff

x 100, N – 1 2" 100%

41,4 + 28,2 + 29,0 + 0 – 23,6

N-1 (%) – x 100

72

N-!{%)=!04,!% N-! � !00%

Definiţie privind cererea

„Deff ” înseamnă partea (în milioane de m3 pe zi) din Dmax care, în cazul unei întreruperi a aprovizionării, poate fi acoperită într-o măsură suficientă şi în timp util prin măsuri de piaţă legate de cerere.

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

e) Explicaţii privind valorile utilizate

Termeni privind cererea

Termeni privind cererea [mil.m3/zi]

Explicaţii

Dmax

72,0

În ziua gazieră 09.01.2017 s-a înregistrat un consum de iarnă de

vârf de 69,58 mil Smc/zi (conform bilanţ zilnic de gaze naturalepe luna ianuarie 2017), inferior celui istoric din ultimii 20 de ani

Deff

Nu există contracte încheiate cu clienţi

intreruptibili de siguranţă

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

Termeni privind oferta (de capacitate)

Termeni privind oferta [mil.m3/zi]		Explicaţii
EPm	41,4	Capacitatea totală a punctelor de import (Isaccea, Medieşu Aurit, Csanadpalota, Ruse-Giurgiu)
Pm4	28,2	Producţia internă de gaze intrată în SNT (fără extras depozite)
Sm???	29,0	Suma debitelor maxime extrase din fiecare depozit de înmagazinare
LNGm	0	Nu există terminale LNG
Im	23,6	Capacitatea punctului Isaccea Import

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

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

4Notă: Pentru termenul Pm a fost luat în considerare potenţialul de producţie şi nu capacitatea tehnică, care se cifrează la valoarea de 74,42 mil. m3/zi. Considerăm că această abordare asigură o imagine corectă oferită de standardul N-1, capacitatea menţionată nemaiputând fi realizată datorită declinului producţiei interne.

respectiv:

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

Puncte de intrare	Capacitate punct [mil. Sm3/zi]
Punct intrare Isaccea	23,6
Punct intrare Medieşu Aurit	11,0
Punct intrare Csanadaplota	4,8
Punct de intrare Ruse-Giurgiu	2,00
Total	4!,4

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

Notă SNTGN TRANSGAZ S.A.: Pentru termenul Pm a fost luat în considerare potenţialul de producţie nu capacitatea tehnică (74 mil.Sm3/zi). Considerăm că această abordare asigură o imagine corectă oferită de standardul N-1, capacitatea tehnică menţionată nu mai poate fi realizată datorită declinului producţiei interne;

5. Măsurile de garantare a securităţii aprovizionării cu gaze naturale în România

Conform prevederilor Legii nr. 123/2012, până la data de 31 martie 2017 producătorii interni au avut obligaţia să pună cu prioritate la dispoziţia furnizorilor cantităţile de gaze naturale rezultate din activitatea de producţie, necesare acoperirii consumului clienţilor casnici, inclusiv cantităţile

destinate producătorilor de energie termică, numai pentru cantităţile de gaze naturale utilizate la producerea de energie termică în centralele de cogenerare şi în centralele termice destinate consumului populaţiei, în conformitate cu reglementările ANRE şi cu respectarea graficului de liberalizare a preţurilor şi de asigurare a gazelor naturale pentru aceştia; furnizorii şi clienţii noncasnici care beneficiază de aceste cantităţi au obligaţia respectării destinaţiei acestor cantităţi de gaze naturale; restul producţiei proprii realizate de producători, mai puţin cantitatea de gaze naturale aferentă consumului tehnologic definit la art. 100 pct. 35, a fost pus la dispoziţia pieţei concurenţiale.

Începând cu data de 1 aprilie 2017, prin aplicarea prevederilor OUG nr. 64/2016, aprobată prin Legea nr. 171/2018, Guvernul României a instituit liberalizarea preţului de achiziţie a gazelor naturale şi nu liberalizarea completă a preţurilor finale, plătite de clienţii casnici. Aceştia vor beneficia, până la 1 iulie 2021, de preţuri finale reglementate, în conformitate cu legislaţia secundară elaborată şi aplicată de către Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei.

Liberalizarea preţului de achiziţie a gazelor naturale reprezintă doar un element (alături de tarifele de distribuţie, transport şi înmagazinare, taxe, accize, etc), care compune preţul final reglementat, plătit de clienţii casnici, iar implementarea sa este realizată în scopul de a crea un mediu competitiv, transparent şi nediscriminatoriu de formare a unui preţ de achiziţie echitabil, pe de o parte pentru producătorii de gaze naturale şi furnizorii care concurează pe piaţa gazelor naturale din România şi, pe de altă parte, pentru clienţii finali de gaze naturale, care vor fi beneficiari ai rezultatului concurenţei dintre furnizori, într-un cadru legal corect care să guverneze întâlnirea cererii cu oferta pe o piaţă care să funcţioneze conform principiilor europene.

În conformitate cu prevederile art. nr 61, pct. 12 din Ordonanţa de Urgenţă nr. 114/2018, privind instituirea unor măsuri în domeniul investiţiilor publice şi a unor măsuri fiscal-bugetare, modificarea şi completarea unor acte normative şi prorogarea unor termene, în perioada 1 aprilie 2019-28 februarie 2022, producătorii, inclusiv filialele acestora şi/sau afiliaţii aparţinând aceluiaşi grup de interes economic care desfăşoară atât activităţi de extracţie, cât şi activităţi de vânzare a gazelor naturale extrase de pe teritoriul României au obligaţia să vândă cu preţul de 68 lei/MWh cantităţile de gaze naturale rezultate din activitatea de producţie internă curentă către furnizori şi clienţi finali eligibili. În această perioadă, producătorul are obligaţia să vândă cu prioritate către furnizori, în condiţii reglementate de ANRE, pentru asigurarea întregului necesar de consum al clienţilor casnici, din producţia curentă şi/sau din depozitele de înmagazinare.

În conformitate cu prevederile art. 173, alin. (2) din Legea nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare, ANRE poate stabili prin reglementările specifice obligaţii de serviciu public pentru fiecare activitate din sectorul gazelor naturale, aplicabile tuturor titularilor de licenţă, sau autorizaţii în mod transparent, echidistant şi nediscriminatoriu.

De asemenea, în conformitate cu prevederile art. 135 din Legea nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare, activitatea de distribuţie a gazelor naturale, cu excepţia celei realizate prin sistemele de distribuţie închise, constituie serviciu public5 de interes general.

5 Potrivit art. 100, pct. 80/1 din Legea 123/2012, serviciul public este definit ca şi activitatea de interes general în domeniul gazelor naturale, autorizată, şi monitorizată de o autoritate publică

5.1. Definirea clientului protejat în legislaţia naţională

Conform Regulamentului nr. 1938/2017 privind măsurile de garantare a siguranţei furnizării de gaze şi de abrogare a Regulamentului (UE) nr. 994/2010, art. 6, alin. (1), fiecare stat membru stabileşte definiţia clienţilor protejaţi şi informează Comisia cu privire la aceasta.

În baza acestei prevederi, Ministerul Energiei a aprobat prin Ordinul ministrului energiei nr. 692/20.09.2018 categoria "clientului protejat" care cuprinde toţi clienţii casnici racordaţi la o reţea de distribuţie a gazelor naturale precum şi următoarele categorii de clienţi finali:
1. a) întreprinderile mici şi mijlocii, racordate la reţelele de distribuţie a gazelor naturale;
2. b) prestatorii de servicii sociale esenţiale care au legătură cu asistenţa medicală, asistenţa socială esenţială, de urgenţă, de securitate, cu educaţia sau cu administraţia publică, racordate la reţelele de distribuţie sau la Sistemul Naţional de Transport al gazelor naturale;
3. c) producătorii de energie termică, care nu pot funcţiona cu alţi combustibili decât gazele naturale şi care furnizează energie termică clienţilor casnici, întreprinderilor mici sau mijlocii şi/sau prestatorilor de servicii de asistenţă medicală, asistenţă socială esenţială, de urgenţă, de securitate sau prestatorii de servicii care au legătură cu educaţia sau cu administraţia publică.”
5.2. Consumul de gaze naturale în România

Consumul total de gaze naturale în România:

Consumul de gaze naturale pe piaţa reglementată din România:

An	Consum total[MWh]
20!3	132.603. 24
20!4	127.556.673
20!5	121.726.749
20!6	124.110.485
20!7	129.861.126

An	Consum total [MWh]
20!3	50.863.980
20!4	43.785.650
20!5	32.321.865
20!6	35.185.322
20!7	30.954.355

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

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

– clienţii casnici care nu şi-au exercitat dreptul de eligibilitate, respectiv nu au optat pentru a-şi alege furnizorul şi să negocieze direct contractele de vânzare – cumpărare cu aceştia;
– clienţii non-casnici care aveau asigurată furnizarea gazelor naturale în baza contractelor de furnizare-cadru şi la preţ reglementat, respectiv clienţii non-casnici care nu şi-au exercitat dreptul de eligibilitate (nu au optat pentru a-şi alege furnizorul şi să negocieze direct contractele de vânzare – cumpărare cu aceştia)

Începând cu 1 ianuarie 2015, în ceea ce priveşte categoriile de consumatori de gaze naturale, din piaţa reglementată mai fac parte doar clienţii casnici, care au asigurate cantităţile de gaze naturale în baza unor contracte cadru şi la preţ reglementat.

Începând cu 1 iulie 2021, şi această categorie de clienţi va face parte din piaţa liberă.

Ponderea clienţilor casnicilor în total consum, în perioada 2013 – 2015 se prezintă după cum urmează:

An	Consum total [MWh]	Consum casnici %6	Consum casnici [MWh]
2013	132.603.324	22,53	29.623.583
2014	127.556.673	22,34	28.738.518
2015	121.726.749	24,79	30.176.061

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

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

Consum total [MWh]

Consum casnici %

Consum casnici [MWh]

Consum servicii esenţiale

Consum servicii esenţiale [MWh]

Consum termici pt populaţie

Consum termici pt populaţie [MWh]

2016

124.110.485

28,35

35.185.322

10,81

13.418.374

14,45

17.935.617

2017

129.861.126

23,83

30.954.355

3,62

4.705.200

9,97

12.958.437

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

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

Categoria întreprinderilor mici şi mijlocii	Pondere
Consumatori comerciali	7,50 %
Alţi client industriali	2,50 %
Alţi clienti secundari	9,50 %.

Având în vedere că:

 România, prin Autoritatea Competentă, a definit categoria „clientului protejat”, cuprinzând toţi clienţii casnici racordaţi la o reţea de distribuţie a gazelor naturale precum şi următoarele categorii de clienţi finali:
1. (a) întreprinderile mici şi mijlocii, racordate la reţelele de distribuţie a gazelor naturale;
2. (b) prestatorii de servicii sociale esenţiale care au legătură cu asistenţa medicală, asistenţa socială esenţială, de urgenţă, de securitate, cu educaţia sau cu administraţia publică, racordate la reţelele de distribuţie sau la Sistemul Naţional de Transport al gazelor naturale;
3. (c) producătorii de energie termică, care nu pot funcţiona cu alţi combustibili decât gazele naturale şi care furnizează energie termică clienţilor casnici, întreprinderilor mici sau mijlocii şi/sau prestatorilor de servicii de asistenţă medicală, asistenţă socială esenţială, de urgenţă, de securitate sau prestatorii de servicii care au legătură cu educaţia sau cu administraţia publică.
 în România, în conformitate cu prevederile Legii nr. 123/2012, furnizorii de gaze naturale au obligaţia să asigure continuitatea aprovizionării cu gaze naturale aclienţilor, având în vedere faptul că aceasta reprezintă un serviciu public;
 în România, ponderea producţiei interne în total consum este de aproximativ 90%,
 România are o dependenţă redusă faţă de gazele naturale din import, raportat la consumul anual,

furnizarea de gaze naturale pentru clienţii protejaţi este asigurată, în condiţii normale de piaţă, iar, în situaţii de urgenţă, aceasta se asigură prin implementarea măsurilor prevăzute în Planul de Urgenţă.

6. Măsuri reglementate de prevederi legale, necesare asigurării securităţii aprovizionării cu gaze naturale
1. a. Codul reţelei pentru sistemul naţional de transport al gazelor naturale
  
  Prevedere legală: Ordinul ANRE nr. 16/2013 privind aprobarea Codului reţelei pentru Sistemul naţional de transport al gazelor naturale, cu modificările şi completările ulterioare
  
  Codul reţelei reglementează condiţiile şi regulile de utilizare a sistemului naţional de transport al gazelor naturale din România.
  
  ANRE urmăreşte aplicarea prevederilor Codului reţelei de către operatorul sistemului de transport, utilizatorii sistemului naţional de transport (utilizatori de reţea), de furnizorii de gaze naturale, precum şi de operatorii de distribuţie, clienţi direcţi şi operatorii de înmagazinare.
  
  Conform Codului reţelei, echilibrarea comercială reprezintă setul de acţiuni prin care UR îşi echilibrează cantităţile de gaze pe care le introduc şi preiau din SNT, precum şi toate activităţile necesare pentru contabilizarea şi alocarea corectă a gazelor transportate, inclusiv un sistem de taxare care să motiveze UR să menţină echilibrul între cantităţile de gaze livrate şi preluate în/din SNT.
  
  Diferenţa dintre cantităţile de gaze naturale efectiv livrate în punctele de intrare şi cele efectiv preluate în punctele de ieşire din SNT, de către fiecare UR în parte, într-o anumită zi gazieră, cu luarea în considerare inclusiv a tranzacţiilor notificate în PVT (punct virtual de tranzacţionare), reprezintă dezechilibru zilnic.
  
  Activităţile de echilibrare zilnică şi lunare sunt reglementate de Codul reţelei.
2. b. Utilizarea contractelor vizând asigurarea securităţii aprovizionării cu gaze naturale
  
  Începând cu data de 1 aprilie 2017, prin aplicarea prevederilor OUG nr. 64/2016, aprobată prin Legea nr. 171/2018, Guvernul României a instituit liberalizarea preţului de achiziţie a gazelor naturale şi nu liberalizarea completă a preţurilor finale, plătite de clienţii casnici. Aceştia vor beneficia, până la 1 iulie 2021, de preţuri finale reglementate, în conformitate cu legislaţia secundară elaborată şi aplicată de către Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei.
  
  În conformitate cu prevederile art. 173, alin. (2) din Legea nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare, ANRE poate stabili prin reglementările specifice obligaţii de serviciu public pentru fiecare activitate din sectorul gazelor naturale, aplicabile tuturor titularilor de licenţă, sau autorizaţii în mod transparent, echidistant şi nediscriminatoriu.
  
  De asemenea, în conformitate cu prevederile art. 135 din Legea nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare, activitatea de distribuţie a gazelor naturale, cu excepţia celei realizate prin sistemele de distribuţie închise, constituie serviciu public de interes general.
3. c. Utilizarea contractelor de furnizare care pot fi întrerupte
  
  Prevedere legală: art. 100, pct 30 din Legea nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare
  
  Clientul întreruptibil de siguranţă reprezintă clientul final care prin reducerea consumului său până la oprire contribuie la menţinerea securităţii în aprovizionarea cu gaze naturale în situaţie de urgenţă. Reglementarea regimului juridic aplicabil clientului întreruptibil de siguranţă, se realizează prin hotărâre a Guvernului elaborată la propunerea ministerului de resort în calitate de autoritate competentă.
  
  Furnizorii au obligaţia să asigure cantităţile de gaze naturale necesare continuării aprovizionării prin acoperirea consumului clienţilor protejaţi în virtutea prevederilor legislaţiei europene şi legislaţiei naţionale din domeniu. Aceste contracte nu pot fi întrerupte.
  
  Restul cantităţilor de gaze naturale achiziţionate de furnizori, rămase după acoperirea consumului clienţilor protejaţi, vor fi puse la dispoziţia clienţilor finali care nu fac parte din categoria clienţilor protejaţi.
4. d. Stocul minim de gaze naturale pe care fiecare titular al licenţei de furnizare a gazelor naturale are obligaţia de a-l constitui în depozitele de înmagazinare subterană
  
  Prevedere legală:
  
  Ordinul ANRE nr. 35/2016, pentru aprobarea Metodologiei privind determinarea anuală a nivelului stocului minim de gaze naturale pentru titularii licenţelor de furnizare de gaze naturale şi pentru titularii licenţelor de operare a sistemelor de transport al gazelor naturale
  
  Decizia ANRE nr. 1.671/17.10.2018 privind stabilirea nivelului stocului minim de gaze naturale pe care fiecare titular al licenţei de furnizare a gazelor naturale are obligaţia de a-l constitui în depozitele de înmagazinare subterană pană la data de 31 octombrie 2018
  
  Decizia ANRE nr. 730/10.05.2018 privind stabilirea nivelului stocului minim de gaze naturale pentru titularul licenţei de operare a sistemului de transport al gazelor naturale SNTGN TRANSGAZ SA
  
  Astfel:
  - – titularii licenţelor de furnizare de gaze naturale au obligaţia de a constitui în depozitele de înmagazinare subterană un stoc minim de gaze naturale, în fiecare an, până la data de 31 octombrie inclusiv;
  - – titularul licenţei de operare a sistemului de transport al gazelor naturale SNTGN TRANSGAZ SA are obligaţia să deţină în fiecare an un stoc minim în depozitele de înmagazinare gaze naturale, în vederea asigurării echilibrului fizic al sistemelor de transport al gazelor naturale în perioada sezonului rece.
  Pentru ciclul de înmagazinare 2018-2019, prin Decizia Preşedintelui ANRE nr. 1.671/17.10.2018 privind stabilirea nivelului stocului minim de gaze naturale pe care fiecare titular al licenţei de furnizare a gazelor naturale are obligaţia de a-l constitui în depozitele de înmagazinare subterană pană la data de 31 octombrie 2018, a fost aprobat nivelul stocului minim de gaze naturale la nivel naţional pentru titularii licenţelor de furnizare care asigură aprovizionarea cu gaze naturale a clienţilor finali, pentru ciclul de înmagazinare 2018-2019, la un nivel de 21.361.818,260 MWh, defalcat după cum urmează:
  1. a) stoc aferent categoriei de clienţi finali casnici – 9.054.583,253 MWh;
  2. b) stoc aferent categoriei de clienţi finali producători de energie termică, numai pentru cantităţile de gaze naturale utilizate la producerea de energie termică în centralele de cogenerare şi în centralele termice destinate consumului populaţiei – 3.538.781,329 MWh ;
  3. c) stoc aferent categoriei de clienţi finali noncasnici – 8.768.453,678 MWh .
  SNTGN TRANSGAZ are obligaţia să deţină în depozitele de înmagazinare subterană, pînă la data de 31 octombrie 2018, un stoc minim la un nivel de 245.726.235 MWh.
5. e. Depozite comerciale – alocarea capacităţilor disponibile
  
  Prevedere legală: Decizia ANRE nr. 824/2004 pentru aprobarea Regulamentului privind accesul reglementat la depozitele de înmagazinare subterană a gazelor naturale
  
  Alocarea capacităţilor de înmagazinare se face de către operatorii de înmagazinare, în baza unei metodologii, stabilite în conformitate cu prevederile Deciziei ANRE nr. 824/2004.
  
  Operatorii de înmagazinare acordă accesul solicitanţilor, după următoarele criterii:
  1. a) ordinea de prioritate:
    1. 1. operatorului SNT – pentru cantităţile de gaze naturale necesare asigurării permanente a echilibrului fizic al SNT;
    2. 2. producătorilor – pentru cantităţile de gaze naturale necesare desfăşurării proceselor tehnologice;
    3. 3. furnizorilor – pentru cantităţile de gaze naturale necesare realizării serviciului public obligatoriu;
    4. 4. clienţilor eligibili – pentru cantităţile de gaze naturale necesare asigurării consumului propriu, furnizorilor de pe piaţa angro, altor solicitanţi;
  2. b) „primul venit – primul servit”: în cadrul fiecărui nivel de prioritate prevăzut la lit. a) operatorii de înmagazinare vor realiza alocarea capacităţilor în ordinea înregistrării cererilor.
6. f. Furnizarea gazelor naturale la clienţi finali
  
  Prevedere legală:Ordinul ANRE nr. 29/2016 pentru aprobarea Regulamentului privind furnizarea gazelor naturale la clienţii finali
  
  Conform prevederilor Ordinul ANRE nr. 29/2016 pentru aprobarea Regulamentului privind furnizarea gazelor naturale la clientii finali, părţile din contractele de furnizare a gazelor naturale şi operatorii de sistem au obligaţia să ducă la îndeplinire prevederile ordinului, iar ANRE va urmări respectarea acestora. Regulamentul privind furnizarea gazelor naturale la clienţii finali stabileşte cadrul de reglementare pentru desfăşurarea activităţii de furnizare a gazelor naturale la locurile de consum ale clienţilor finali, respectiv relaţiile dintre furnizori şi clienţii finali de gaze naturale, precum şi relaţiile conexe cu operatorii economici, titulari de licenţe de operare, referitoare la derularea contractului de furnizare a gazelor naturale. Regulamentul se aplică clienţilor finali de gaze naturale, furnizorilor de gaze naturale şi operatorilor economici, titulari de licenţă de operare, pentru asigurarea condiţiilor necesare furnizării gazelor naturale la locurile de consum ale clienţilor finali.
  
  Furnizorul de gaze naturale este responsabil în relaţia cu clientul final pentru calitatea activităţii de furnizare a gazelor naturale, în conformitate cu prevederile contractului de furnizare. Calitatea activităţii de furnizare cuprinde: calitatea comercială, calitatea gazelor naturale furnizate şi continuitatea în furnizarea gazelor naturale contractate.
  
  Calitatea comercială reflectă relaţia dintre furnizorul de gaze naturale şi clientul său final în legătură cu serviciile aferente furnizării gazelor naturale.
  
  Furnizorul de gaze naturale are obligaţia să asigure clientului final calitatea tuturor serviciilor pe care le efectuează în relaţia cu acesta.
  
  Furnizorul de gaze naturale are obligaţia de a asigura clienţilor finali continuitatea în furnizare gazelor naturale contractate, cu excepţia clienţilor întreruptibili, conform prevederilor legale.
  
  Furnizorul de gaze naturale are obligaţia să asigure înmagazinarea gazelor naturale, conform
  
  reglementărilor ANRE, şi să încheie contracte de achiziţie a gazelor naturale, astfel încât să asigure acoperirea consumului clienţilor săi.
  
  Conform prevederilor Regulamentului privind furnizarea gazelor naturale la clienţi finali, întreruperile în furnizarea gazelor naturale pot fi:
  1. a) întreruperi planificate, situaţie în care furnizarea gazelor naturale la clienţii finali este întreruptă temporar, ca urmare a necesităţii efectuării de către operatorul de sistem a unor lucrări de întreţinere şi/sau reparaţii conform unui program planificat, cu notificarea prealabilă a clienţilor finali;
  2. b) întreruperi neplanificate, situaţie în care furnizarea gazelor naturale la clienţii finali este întreruptă temporar, ca urmare a unei situaţii de urgenţă sau altei cauze neplanificate; c)întreruperi pentru nerespectare de către client a obligaţiilor sale.
7. g. Furnizarea de utimă instanţă a gazelor naturale
  
  Prevedere legală: art. 144 din Legea nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare
  
  Furnizorul de ultimă instanţă are obligaţia de a asigura furnizarea gazelor naturale clienţilor finali, în conformitate cu reglementările ANRE, la preţuri reglementate de ANRE.
  
  Furnizorul de ultimă instanţă are obligaţia de a furniza, conform reglementărilor emise de ANRE, gaze naturale clienţilor finali al căror furnizor se află în situaţia de a i se retrage licenţa de furnizare în cursul desfăşurării activităţii sau în orice altă situaţie identificată de ANRE în care clienţii finali nu au asigurată furnizarea de gaze naturale din nicio altă sursă.
8. h. Obligaţiile producătorilor de gaze naturale
  
  Prevedere legală: art.124 alin. 1) din Legea nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare
  
  Producătorii de gaze naturale au, în principal, obligaţia respectării următoarelor:
  1. a) să deţină autorizaţiile pentru înfiinţarea conductelor de alimentare din amonte aferente activităţii de producţie a gazelor naturale şi licenţa de operare a acestora;
  2. b) să asigure operarea conductelor de alimentare din amonte aferente producţiei de gaze naturale în condiţii de siguranţă, eficienţă şi de protecţie a mediului;
  3. c) să asigure accesul terţilor la conductele de alimentare din amonte în condiţii nediscriminatorii, conform reglementărilor specifice;
  4. d) să desfăşoare activităţi conexe celei de operare a conductelor de alimentare din amonte, conform reglementărilor specifice elaborate de ANRE, în limitele drepturilor conferite prin condiţiile de valabilitate asociate licenţei;
    
    d/1) să asigure livrările de gaze naturale, cu respectarea condiţiilor impuse prin licenţe, clauze contractuale şi reglementări în vigoare;
  5. e) până la data de 31 martie 2017, să pună cu prioritate la dispoziţia furnizorilor cantităţile de gaze naturale rezultate din activitatea de producţie, necesare acoperirii consumului clienţilor casnici, inclusiv cantităţile destinate producătorilor de energie termică, numai pentru cantităţile de gaze naturale utilizate la producerea de energie termică în centralele de cogenerare şi în centralele termice destinate consumului populaţiei, în conformitate cu reglementările ANRE şi
    
    cu respectarea graficului de liberalizare a preţurilor şi de asigurare a gazelor naturale pentru aceştia; furnizorii şi clienţii noncasnici care beneficiază de aceste cantităţi au obligaţia respectării destinaţiei acestor cantităţi de gaze naturale; restul producţiei proprii realizate de producători, mai puţin cantitatea de gaze naturale aferentă consumului tehnologic definit la art. 100 pct. 35, va fi pus la dispoziţia pieţei concurenţiale;
    
    e/1) să tranzacţioneze prin ofertă publică, transparent şi nediscriminatoriu pe pieţele centralizate de gaze naturale, în conformitate cu prevederile art. 177 şi reglementările ANRE;
  6. f) să asigure odorizarea gazelor naturale conform reglementărilor în vigoare, pentru gazele naturale predate în punctele de predare-preluare comercială a gazelor naturale către clienţii racordaţi direct în conductele din amonte, precum şi către sistemele de distribuţie.
    
    (1/1) În perioada 1 aprilie 2019-28 februarie 2022, producătorii, inclusiv filialele acestora şi/sau afiliaţii aparţinând aceluiaşi grup de interes economic care desfăşoară atât activităţi de extracţie, cât şi activităţi de vânzare a gazelor naturale extrase de pe teritoriul României au obligaţia să vândă cu preţul de 68 lei/MWh cantităţile de gaze naturale rezultate din activitatea de producţie internă curentă către furnizori şi clienţi finali eligibili. În această perioadă, producătorul are obligaţia să vândă cu prioritate către furnizori, în condiţii reglementate de ANRE, pentru asigurarea întregului necesar de consum al clienţilor casnici, din producţia curentă şi/sau din depozitele de înmagazinare.
    
    (1/2) Producătorii, inclusiv filialele acestora şi/sau afiliaţii aparţinând aceluiaşi grup de interes economic care desfăşoară atât activităţi de extracţie cât şi activităţi de vânzare a gazelor naturale extrase de pe teritoriul României nu vor mai încheia contracte de vânzare cu livrare pe teritoriul României, la preţuri mai mari de 68 lei/MWh. Diferenţele de costuri de achiziţie din anii 2018 şi 2019 ale furnizorilor, nerecuperate prin preţurile practicate, se vor recupera până la data de 30 iunie 2022, conform reglementarilor ANRE.
    
    (1/3) Preţul de achiziţie plătit de furnizori pentru gazele din producţia internă curentă necesare pentru acoperirea consumului clienţilor finali nu poate depăşi valoarea de 68 lei/MWh, indiferent de vânzător.
9. i. Obligaţiile operatorilor de înmagazinare gaze naturale
  
  Prevedere legală: art.142 alin 1) din Legea nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare
  
  Operatorii de înmagazinare au, în principal, obligaţia respectării următoarelor:
  1. a) să opereze, să întreţină, să reabiliteze şi să modernizeze instalaţiile tehnologice de suprafaţă aferente depozitelor de înmagazinare, în condiţii de siguranţă, de eficienţă şi de protecţie a mediului;
  2. b) să asigure accesul terţilor la depozitele de înmagazinare, pe baza unor criterii obiective, transparente şi nediscriminatorii, conform reglementărilor ANRE;
  3. c) să publice lista instalaţiilor de înmagazinare sau a unor părţi dintre acestea care sunt oferite spre acces terţilor;
  4. d) să furnizeze informaţii utilizatorilor sistemului de înmagazinare, necesare pentru un acces eficient la sistem;
  5. e) să elaboreze şi să trimită ANRE pentru aprobare planuri de investiţii care se fundamentează pe baza studiilor de perspectivă, realizate pe o durată de minimum 5 ani, prin consultare, după caz, cu operatorul de transport şi de sistem, şi se avizează de ministerul de
    
    resort; studiile de perspectivă se transmit la ANRE cu minimum 6 luni înainte de începerea unei perioade de reglementare;
  6. f) să asigure mijloacele adecvate pentru îndeplinirea obligaţiilor privind serviciul public.
10. j. Obligaţiile operatorului transport şi de sistem
  
  Prevedere legală: art.130 alin 1) din Legea nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare
  
  Operatorul de transport şi de sistem are, în principal, obligaţia respectării următoarelor:
  1. a) să opereze sistemul de transport şi să asigure echilibrul fizic rezidual al acestuia, respectiv programarea, dispecerizarea şi funcţionarea sistemului de transport în condiţii de siguranţă;
  2. b) să întreţină, să reabiliteze, să modernizeze şi să dezvolte sistemul de transport în condiţii de siguranţă, de eficienţă şi de protecţie a mediului;
  3. c) să realizeze, să întreţină şi să dezvolte un sistem informatic de monitorizare, comandă şi achiziţie de date, care să permită monitorizarea şi conducerea operativă a funcţionării sistemului de transport al gazelor naturale;
  4. d) să asigure accesul terţilor la sistemul de transport, conform unor reglementări specifice, în condiţii nediscriminatorii, în limitele capacităţilor de transport şi cu respectarea regimurilor tehnologice;
    
    d/1) să elaboreze şi să transmită ANRE, în vederea aprobării şi publicării acestora, metodologii utilizate pentru calcularea sau stabilirea clauzelor şi a condiţiilor privind accesul la infrastructurile transfrontaliere, inclusiv proceduri de alocare de capacitate şi de gestionare a congestiilor;
  5. e) să asigure racordarea terţilor la sistemul de transport, conform unor reglementări specifice, în limitele capacităţilor de transport şi cu respectarea regimurilor tehnologice;
    
    e/1) să extindă, până în decembrie 2021, reţeaua de conducte, până la intrarea în localităţile atestate ca staţiuni turistice de interes naţional, respectiv local, când aceste localităţi se află la o distanţă de maximum 25 km de punctele de racordare ale operatorilor de transport şi de sistem;
    
    e/2) să acorde prioritate racordării la reţeaua de gaze naturale în cazul investiţiilor noi, generatoare de locuri de muncă;
  6. f) să desfăşoare activităţi conexe celei de operare a sistemului, conform reglementărilor specifice aprobate de ANRE, în limitele drepturilor conferite prin condiţiile de valabilitate asociate licenţei;
  7. g) să elaboreze şi să aplice regimurile optime de transport şi de livrare pentru cantităţile de gaze naturale notificate de utilizatorii de reţea, pentru o anumită perioadă, conform contractelor încheiate;
  8. h) să elaboreze şi să actualizeze acordurile tehnice de exploatare în zona de graniţă şi să le transmită spre avizare ANRE, anterior intrării în vigoare;
  9. i) să întocmească şi să urmărească bilanţul de gaze naturale intrate în sistem şi, respectiv, ieşite din sistem, conform reglementărilor ANRE;
  10. j) să deţină în depozitele subterane sau să asigure achiziţia de gaze, inclusiv din import, pentru cantităţile necesare operării şi asigurării echilibrului fizic al sistemului de transport, conform reglementărilor specifice aprobate de ANRE;
  11. k) să asigure odorizarea gazelor naturale la ieşirea din SNT, corespunzător reglementărilor propuse de operatorul de transport şi de sistem şi aprobate de ANRE;
  12. l) să elaboreze la solicitarea ANRE şi să transmită spre aprobare ANRE metodologiile de tarifare aferente desfăşurării activităţii de furnizare de servicii de echilibrare;
  13. m) să realizeze schimbul de informaţii cu alţi operatori de transport şi de sistem interconectaţi, cu operatori de înmagazinare GNL şi de distribuţie şi cu alţi colaboratori în domeniul energetic, cu respectarea reglementarilor ENTSO-G privind protocoalele de schimb de informaţii, rapoartele, structura şi procedurile de acces la bazele de date;
  14. n) să realizeze servicii de sistem necesare pentru accesul şi exploatarea reţelelor de transport;
  15. o) să elaboreze reglementări specifice necesare pentru realizarea activităţii de conducere operativă, cu consultarea participanţilor la piaţa de gaze naturale, pe care le supune spre aprobare ANRE;
  16. p) să elaboreze studii, programe şi lucrări privind dezvoltarea sistemului de transport al gazelor naturale;
  17. q) să asigure alocarea capacităţilor pe conductele de interconectare cu respectarea Regulamentului (CE) nr. 715/2009;
  18. r) să asigure aplicarea regulilor privind managementul congestiilor, inclusiv pe conductele de interconectare, precum şi a normelor de atribuire a capacităţilor de pe aceste conducte;
  19. s) să organizeze şi să administreze piaţa de echilibrare a gazelor naturale;
    
    ş) să asigure exploatarea staţiilor de preluare a gazelor naturale din conductele din amonte sau din sistemele de înmagazinare în sistemul de transport, precum şi a staţiilor de predare a gazelor naturale către sistemele de distribuţie, clienţii finali sau sistemele de înmagazinare;
  20. t) să asigure mijloacele adecvate pentru îndeplinirea obligaţiilor privind serviciul public;
    
    ţ) să păstreze confidenţialitatea informaţiilor sensibile din punct de vedere comercial pe care le-a obţinut în cursul desfăşurării activităţilor sale şi împiedică dezvăluirea discriminatorie de informaţii referitoare la propriile activităţi care ar putea induce avantaje economice; în special, nu divulgă nicio informaţie sensibilă din punct de vedere comercial către celelalte părţi ale operatorului economic decât în cazul în care acest lucru se impune în vederea încheierii unei tranzacţii comerciale;
  21. u) să achiziţioneze energia pe care o utilizează pentru realizarea activităţilor sale în conformitate cu proceduri transparente, nediscriminatorii şi bazate pe reguli de piaţă.
11. k. Obligaţiile operatorului de distribuţie
  
  Prevedere legală: art.138, alin 1) din Legea nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare
  
  Operatorul de distribuţie are, în principal, obligaţia respectării următoarelor:
  1. a) să opereze, să întreţină, să repare, să modernizeze şi să dezvolte sistemul de distribuţie în condiţii de siguranţă, eficienţă economică şi de protecţie a mediului, activităţile urmând a fi
    
    desfăşurate în baza autorizaţiilor specifice pentru proiectare şi execuţie a sistemelor de distribuţie a gazelor naturale, iar operarea urmând să se desfăşoare în baza licenţei de distribuţie;
  2. b) să asigure odorizarea gazelor naturale corespunzător reglementărilor aprobate de ANRE, în baza contractelor de prestări de servicii încheiate cu operatorul din amonte, şi, acolo unde este cazul, prin odorizare suplimentară în sistemul de distribuţie;
  3. c) să realizeze interconectări cu alte sisteme, după caz, şi să asigure capacitatea sistemului de distribuţie pe termen lung;
  4. d) să asigure accesul terţilor la sistemele de distribuţie, în condiţii nediscriminatorii, în limitele capacităţilor de distribuţie, cu respectarea regimurilor tehnologice, conform reglementărilor specifice elaborate de ANRE;
    
    d/1) să asigure racordarea terţilor la sistemul de distribuţie, conform unor reglementări specifice, în limitele capacităţilor de distribuţie şi cu respectarea regimurilor tehnologice;
  5. e) să întocmească şi să urmărească bilanţul de gaze naturale intrate şi, respectiv, ieşite din sistemul propriu;
  6. f) să evite subvenţia încrucişată între categoriile de clienţi finali cu privire la repartizarea costurilor;
  7. g) să preia pentru o perioadă determinată, dar nu mai mult de 2 ani, la solicitarea şi conform reglementărilor ANRE, operarea unui sistem de distribuţie în cazul în care operatorului iniţial i-a fost retrasă licenţa de distribuţie sau a fost reziliat contractul de concesiune;
  8. h) să asigure echilibrul permanent al sistemului operat;
  9. i) să asigure condiţiile de securitate în alimentarea cu gaze naturale;
  10. j) să desfăşoare activităţi conexe celei de operare a sistemului, conform reglementărilor specifice elaborate de ANRE, în limitele stabilite prin condiţiile de valabilitate asociate licenţei;
  11. k) să elaboreze şi să trimită ANRE pentru aprobare planuri de investiţii care se fundamentează pe baza studiilor de perspectivă, realizate pe o durată de minimum 5 ani, prin consultare, după caz, cu operatorul de transport şi de sistem şi cu autorităţile locale din zona de licenţă; studiile de perspectivă se transmit la ANRE cu minimum 6 luni înainte de începerea unei perioade de reglementare.
12. l. Obligaţiile furnizorului de gaze naturale
  
  Prevedere legală: art.143, alin 1) din Legea nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare
  
  Furnizorul de gaze naturale are, în principal, obligaţia respectării următoarelor:
  1. a) să încheie contracte de achiziţie a gazelor naturale, astfel încât să asigure acoperirea consumului pentru clienţii săi;
    
    a/1) să achiziţioneze gazele naturale pe care le furnizează clienţilor casnici, în condiţii de minimizare a costului resurselor alocate, pe baza unor proceduri proprii care să asigure caracterul transparent al procesului de achiziţie a gazelor naturale şi, în acelaşi timp, tratamentul egal şi nediscriminatoriu al persoanelor care participă la procedura de achiziţie a gazelor naturale, în calitate de ofertanţi;
  2. b) să plătească contravaloarea gazelor naturale achiziţionate, conform contractelor încheiate;
  3. c) să desfăşoare activitatea de furnizare a gazelor naturale pe bază de contracte comerciale încheiate conform reglementărilor ANRE;
  4. d) să respecte standardele de performanţă pentru activitatea de furnizare a gazelor naturale;
  5. e) să pună prompt şi în mod gratuit la dispoziţia clienţilor finali datele relevante privind consumul, utilizând la cererea acestora formatul de prezentare uşor de înţeles, armonizat la nivel naţional, stabilit de către ANRE;
  6. f) să înfiinţeze puncte unice de contact pentru informarea clienţilor finali cu privire la drepturile acestora, la legislaţia în vigoare şi la căile de soluţionare a litigiilor în cazul unor cereri, plângeri, sesizări, reclamaţii sau contestaţii. Punctul unic de contact este constituit dintr- un punct central care coordonează punctele de informare regională/locală, ce sunt uşor accesibile, iar în cazul clienţilor casnici acestea să fie situate la distanţă de maximum 50 km de locul de consum şi să ofere clienţilor finali informaţii în mod gratuit;
  7. g) să permită clienţilor, în mod gratuit, schimbarea efectivă a furnizorului de gaze naturale în termen de 21 de zile de la data solicitării şi să transmită acestora un decont final de lichidare, în termen de maximum 42 de zile de la schimbarea furnizorului;
  8. h) să încheie cu clienţii finali contracte care prevăd condiţii contractuale echitabile şi cel puţin informaţiile prevăzute la art. 145 alin. (4) lit. b) şi să transmită gratuit clientului final o copie a contractului înainte de încheierea sau confirmarea încheierii acestuia. Atunci când contractul este încheiat prin intermediari, informaţiile prevăzute la art. 145 alin. (4) lit. b) sunt oferite, de asemenea, înainte de încheierea contractului;
  9. i) să notifice clienţii finali în mod corespunzător cu privire la orice intenţie de modificare a clauzelor contractuale, precum şi cu privire la orice majorare a preţului/tarifului practicat, după caz, în mod direct şi în timp util, dar nu mai târziu de sfârşitul primei perioade normale de facturare care urmează intrării în vigoare a majorării, într-un mod transparent şi uşor de înţeles;
  10. j) să informeze clienţii finali, în momentul notificării prevăzute la lit. i), cu privire la dreptul de a denunţa contractul, în cazul în care nu acceptă noile condiţii notificate;
  11. k) să transmită clienţilor finali informaţii transparente privind preţurile/tarifele practicate, după caz, precum şi privind condiţiile generale de acces şi de utilizare a serviciilor oferite de către acesta;
  12. l) să pună la dispoziţia clienţilor finali o gamă largă de modalităţi de plată, care nu creează discriminări nejustificate între clienţi. Sistemele de plată anticipată trebuie să fie echitabile şi să reflecte în mod adecvat consumul probabil. Orice diferenţă în ceea ce priveşte clauzele şi condiţiile sistemelor de plată trebuie să reflecte costurile suportate cu aceste sisteme de plată diferite. Condiţiile generale trebuie să fie echitabile şi transparente, prezentate într-un limbaj clar şi uşor de înţeles, şi nu includ bariere necontractuale în calea exercitării drepturilor clienţilor, ca de exemplu documentaţia contractuală excesivă;
  13. m) să nu utilizeze practici comerciale incorecte sau înşelătoare;
  14. n) să ofere clienţilor finali un standard ridicat de servicii şi de soluţionare a plângerilor;
  15. o) să informeze clienţii racordaţi la obiectivele/sistemele din sectorul gazelor naturale cu privire la drepturile lor de a fi alimentaţi cu gaze naturale de o calitate specificată, la preţuri rezonabile, conform prevederilor legale în vigoare;
  16. p) să informeze corespunzător clienţii finali cu privire la consumul lor efectiv de gaze naturale şi la costurile reale aferente, suficient de frecvent astfel încât aceştia să aibă posibilitatea să îşi ajusteze propriul consum de gaze naturale. Aceste informaţii se comunică la intervale de timp corespunzătoare, ţinându-se cont de capacitatea echipamentelor de măsurare ale clientului
    
    final şi de raportul cost-beneficiu al acestor măsuri, fără să se perceapă clienţilor finali costuri suplimentare pentru acest serviciu;
  17. q) să înmagazineze gaze naturale la nivelurile necesare pentru asigurarea continuităţii în alimentarea cu gaze naturale a clienţilor săi, în conformitate cu prevederile legale în vigoare;
  18. r) să nu denunţe unilateral contractele de furnizare de gaze naturale încheiate cu clienţii finali.
    
    Prevedere legală: art.144 din Legea nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare
    
    Furnizorul de gaze naturale de ultimă instanţă are, în principal, obligaţia respectării următoarelor:
    1. a) de a asigura furnizarea gazelor naturale clienţilor finali, în conformitate cu reglementările ANRE, la preţuri reglementate de ANRE;
    2. b) de a furniza, conform reglementărilor emise de ANRE, gaze naturale clienţilor finali al căror furnizor se află în situaţia de a i se retrage licenţa de furnizare în cursul desfăşurării activităţii sau în orice altă situaţie identificată de ANRE în care clienţii finali nu au asigurată furnizarea de gaze naturale din nicio altă sursă.
13. m. Obligaţiile clienţilor finali
  
  Prevedere legală: art.145 din Legea nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare
  
  Clienţii finali au obligaţia să achite facturile reprezentând contravaloarea serviciilor prestate de către furnizorul/operatorul sistemului, în termenul şi în condiţiile prevăzute în contractul încheiat cu acesta.
  
  Pentru neîndeplinirea obligaţiilor contractuale, altele decât obligaţia de plată a clientului final, partea în culpă plăteşte celeilalte părţi daune-interese până la acoperirea integrală a prejudiciului cauzat, în conformitate cu prevederile stipulate în contract.
  
  În cazul intervenţiei asupra unui sistem din sectorul gazelor naturale, inclusiv asupra unei instalaţii de utilizare, care pune în pericol siguranţa alimentării cu gaze naturale, operatorul sistemului/instalaţiei este îndreptăţit să întrerupă alimentarea, în conformitate cu reglementările specifice ale ANRE. În cazul constatării, conform prevederilor legale în vigoare, a unor acţiuni menite să denatureze în orice fel indicaţiile echipamentelor de măsurare sau să sustragă gaze naturale prin ocolirea echipamentelor de măsurare, furnizorul este îndreptăţit să solicite clientului final constituirea de garanţii financiare pentru o perioadă de consum echivalent de maximum un an. Refuzul constituirii acestor garanţii dă dreptul furnizorului să solicite operatorului de transport/distribuţie întreruperea alimentării clientului final.
14. n. Obligaţiile producătorilor de energie electrică şi termică
  
  Prevedere legală: art. 28 din Legea nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare
  
  Producătorul de energie electrică are, în principal, obligaţia respectării următoarelor:
  1. a) să asigure livrările de energie electrică şi serviciile tehnologice de sistem, cu respectarea condiţiilor impuse prin licenţe, clauze contractuale şi reglementări în vigoare;
  2. b) în cazul unităţilor dispecerizabile să oferteze întreaga putere electrică disponibilă pe piaţa de echilibrare, definită conform reglementărilor emise de autoritatea competentă;
    
    b/1) să livreze furnizorilor de ultimă instanţă, în perioada 1 martie 2019-28 februarie 2022, energia electrică necesară asigurării consumului clienţilor casnici pentru care aplică tarife reglementate, în conformitate cu reglementările elaborate de ANRE;
  3. c) să oferteze public şi nediscriminatoriu pe piaţa concurenţială întreaga energie electrică rămasă disponibilă după îndeplinirea obligaţiei prevăzute la lit. b/1).
  4. d) să oferteze nediscriminatoriu serviciile tehnologice de sistem;
  5. e) să nu transmită la operatorul de transport şi de sistem notificări fizice în dezechilibru negativ faţă de contractele pe care le au încheiate, cu excepţia producătorilor care beneficiază de scheme de sprijin, conform prevederilor prezentului titlu;
  6. f) să menţină o rezervă de combustibil la un nivel suficient sau, după caz, o rezervă suficientă de apă, pentru asigurarea siguranţei SEN şi pentru îndeplinirea obligaţiilor de producţie şi furnizare continuă a energiei electrice, care se remunerează conform cu reglementările în vigoare;
  7. g) să se conformeze, din punct de vedere operativ, cerinţelor operatorului de transport şi de sistem şi să înfiinţeze, după caz, trepte proprii de conducere operativă;
  8. h) să transmită autorităţii competente un raport anual de activitate, conform reglementărilor în vigoare, chiar în condiţiile în care nu deţine licenţa de producere sau capacităţile sunt transferate altui operator economic.

7. Informaţii privind starea sistemului gazier naţional

Aceste informaţii se referă la interconectările prezente, accesul transfrontalier la instalaţiile de stocare, fluxurile transfrontaliere, precum şi capacitatea fizică de a transporta gazele în ambele direcţii.

a. Interconectări prezente

În prezent importul de gaze naturale în România se realizează prin trei puncte de interconectare transfrontalieră:
1. i. Orlovka (UA) – Isaccea (RO) Dn – 1000mm
  
  Capacitate – 8,6mld.m3/an Pmax – 55 bar
2. ii. Tekovo (UA) – Medieşu Aurit (RO) Dn – 700mm
  
  Capacitate – 4,0 mld.m3/an Pmax – 70 bar
3. iii. Szeged (HU) – Arad (RO) Dn – 700mm
  
  Capacitate – 1,75 mld.m3/an Pmax – 63 bar
4. iv. Ungheni (MO) – Iaşi (RO) DN – 500 mm
  
  Capacitate – 1,5 mld.m3/an Pmax – 50 bar
5. v. Ruse (BG) – Giurgiu (RO) DN – 500 mm
Capacitate – 1,5 mld.m3/an Pmax – 40 bar

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

b. Capacitatea de stocare

Capacităţile de înmagazinare din România şi operatorii acestor capacităţi de stocare:

Depozit	Operator	Capacitatea activă	Capacitatea de extracţie	Capacitatea de injecţie
		TWh/ciclu	GWh/zi	GWh/zi
Bilciureşti	Romgaz	14,33	152,78	109,13
Urziceni	Romgaz	4,02	50,16	33,44
Balaceanca	Romgaz	0,55	13,18	10,98
Sarmasel	Romgaz	9,6	79,03	68,5
Gherceşti	Romgaz	1,63	21,4	21,4
Târgu Mureş	Depomureş	3,15	30,00	19,00
TOTAL	–	33,93	348,68	262,45

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

 Stocul de gaze naturale realizat la sfârşitul ciclului de injecţie 2017 : 2.242 mil.mc.

 Repartizarea stocului de gaze în depozitele subterane:

Depozitul	Stoc de gaze (mil.mc)
Bilciuresti	1.011
Urziceni	262
Balaceanca	52
Ghercesti	97
Sarmasel	468
Cetatea de Balta	52
Târgu Mureş	300
TOTAL	2.242

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

2.185 mil.mc.

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

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

c. Potenţialul maxim şi mediu de extracţie din depozitele de înmagazinare subterană agazelor naturale

Capacitatea maximă de extracţie (la începutul ciclului de extracţie) – 29 mil. mc/zi

Capacitatea minimă de extracţie (la sfârşitul ciclului de extracţie) – 11,5 mil. mc/zi
d. Dezvoltarea capacităţilor de înmagazinare

Programul de dezvoltare al depozitelor de înmagazinare subterană a gazelor naturale are ca obiective prioritare: creşterea flexibilităţii operaţionale şi crearea de noi depozite pentru zonele care se confruntă cu greutăţi în alimentarea cu gaze (atât sezoniere, zilnice, cât şi orare), în vederea creşterii gradului de siguranţă în asigurarea cu gaze naturale a tuturor clienţilor în condiţii imprevizibile.

Noile reglementari UE depăşesc cadrul creat în 2010 şi cer ţărilor UE să conlucreze în sensul identificării potenţialelor întreruperi în aprovizionarea cu gaze naturale şi să agreeze acţiunile comune care pot preveni sau elimina consecinţele întreruperii alimentarii cu gaze natutale. A fost astfel creat un nou principiu, cel al solidarităţii statelor membre, care trebuie să reducă riscul de dependenţă de sursele externe.Obiectivul CE este asigurarea măsurilor necesare pentru a garanta continuitatea furnizării de gaze naturale în întreaga Uniune Europeană, în special pentru clienţi protejaţi în caz de condiţii climatice dificile sau de perturbare a furnizării de gaze.

Pe lângă mărirea capacităţii de lucru a depozitelor subterane de gaze naturale (prin creşterea presiunii de operare, respectiv utilizarea pentru depozitare a orizonturilor productive în curs de epuizare din zăcămintele comerciale în care sunt deja amenajate depozite de înmagazinare) o atenţie deosebită va fi acordată creşterii capacităţii maxime de livrare zilnică din depozite, corelată cu îmbunătăţirea continuă a calităţii gazelor furnizate.

Amplasarea noilor depozite se va face prin corelarea infrastructurii Sistemului Naţional de Transport cu zăcămintele depletate selectate prin studii de fezabilitate, astfel încât să fie îndeplinite condiţiile minime tehnice şi comerciale necesare dezvoltării unui depozit de înmagazinare. Funcţie de condiţiile concrete solicitate sau impuse (cantităţi, debite, presiuni, conducte de transport şi regimul acestora, etc.), vor fi efectuate analize detaliate pentru fiecare caz particular în parte.

Teoretic, se pot dezvolta depozite de înmagazinare subterană în toate zăcămintele aflate în prezent în stadii avansate de exploatare. Condiţia esenţială pentru analizarea unor astfel de posibilităţi este existenţa unei cereri concrete din partea unor potenţiali utilizatori, având în vedere faptul că şi înmagazinarea subterană a gazelor naturale este o activitate economică, bazată pe cerere şi ofertă şi trebuie să asigure realizarea unui profit rezonabil pentru investitori.

Înmagazinările subterane sunt utilizate cu predilecţie pentru:

 acoperirea vârfurilor de consum şi regimului fluctuant al cererii;
 redresarea operativă a parametrilor funcţionali ai sistemului de transport (presiuni, debite);
 controlul livrărilor în situaţii extreme (opriri surse, accidente, etc.). Cererea de gaze pe piaţa energetică românească este caracterizată de:
- ■ fluctuaţii sezoniere de cca. 60 %;
- ■ fluctuaţii zilnice de cca. 25 %;
- ■ fluctuaţii orare care pot ajunge la cca. 30 %.
  
  Aceste fluctuaţii sunt cauzate în special de clienţii din sectorul rezidenţial (populaţie, spitale, şcoli, etc.) şi energetic (termocentrale şi centrale termice de zonă).
  
  Datorită schimbărilor apărute pe piaţa europeană a gazelor naturale, a liberalizării pieţei gazelor naturale, înmagazinarea subterană a gazelor naturale va căpăta noi valenţe. În noul context, depozitele de înmagazinare vor putea fi utilizate pentru:
 acoperirea vârfurilor de consum şi regimului fluctuant al cererii;
 redresarea operativă a parametrilor funcţionali ai sistemului de transport (presiuni, debite);
 controlul livrărilor în situaţii extreme (opriri surse, accidente, etc.);
 optimizarea preţului gazelor naturale;

Capacitatea de înmagazinare subterană a gazelor naturale este asigurată în România prin intermediul a 7 depozite de înmagazinare subterană a gazelor naturale, cu o capacitate activă totală de 33,93 TWh pe ciclu de înmagazinare, respectiv o capacitate de injecţie de 262,45 GWh/zi şi capacitate de extracţie de 348,68 GWh/zi.

Printre proiectele de interes comun promovate de România, incluse de Comisia Europeană pe a III-a listă (noiembrie 2017), în sectorul gazelor naturale, se regăsesc şi proiecte de investiţii în scopul creşterii capacităţilor de înmagazinare subterană a gazelor naturale, respectiv proiectele promovate de ROMGAZ şi Depomureş:

– Creşterea capacităţii de înmagazinare subterană a gazelor naturale în depozitul Sărmăşel
– Depozit de înmagazinare gaze naturale Depomureş

Direcţii de dezvoltare a sistemului de înmagazinare gaze naturale – proiecte majore de înmagazinare

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

d 1. Modernizarea infrastructurii sistemului de înmagazinare gaze naturale la depozitul Bilciureşti

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

Descrierea proiectului:

Proiectul constă în următoarele:

■ modernizare instalaţii de separare, măsurare şi uscare grupuri Bilciureşti;
■ sistematizare şi modernizare sistem de conducte aspiraţie/refulare gaze şi modernizare sistem răcire staţie comprimare Butimanu;
■ modernizare 19 sonde de injecţie/extracţie;
■ foraj 4 sonde noi;
■ conductă nouă (11 Km) transport gaze între depozit Bilciureşti şi staţie comprimare Butimanu.

Pentru a nu perturba activitatea de înmagazinare gaze naturale, proiectul va fi implementat etapizat.

Termen estimat de finalizare: anul 2025

Valoarea totală estimată a investiţiei: 59 milioane EURO

d 2. Creşterea capacităţii de stocare subterană gaze naturale la depozitul Sărmăşel

Proiectul are drept scop dezvoltarea depozitului de înmagazinare subterană existent de la Sărmăşel prin mărirea capacităţii de la 900 milioane m3/ciclu la 1550 milioane m3/ciclu (o creştere cu 650 milioane m3/ciclu), creşterea capacităţii de injecţie cu 4 milioane m3/zi, la un total de 10 milioane m3/zi, creşterea capacităţii de extracţie cu 4 milioane m3/zi, la un total de 12 milioane m3/zi, prin creşterea capacităţii de comprimare, infrastructură nouă de suprafaţă pentru 59 de sonde de injecţie-extracţie, forajul unor sonde noi, etc.

Proiectul este cuprins în Coridorul NSI East Gas – (Interconectarea Nord-Sud East Gas) pentru Regiunea Europa Centrală şi de Est, de la 900 milioane m3/ciclu la 1.550 milioane m3/ciclu, număr de referinţă PIC 6.20.6

Descrierea proiectului:

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

Termen estimat de finalizare: anul 2024

Valoarea totală estimată a investiţiei : 136 milioane EURO

d 3. Dezvoltarea depozitului de înmagazinare gaze naturale Depomureş

Proiectul are drept scop creşterea volumului util al depozitului subteran până la 600 milioane m3 în două etape, respectiv modernizarea infrastructurii actuale utilizate la înmagazinarea gazelor naturale.

Obiectivele principale al proiectului :

• creşterea siguranţei în aprovizionarea cu gaze natural în România şi regiunea Europei de Sud- Est, prin asigurarea unui volum mai mare de gaze înmagazinate, în contextul declinului producţiei interne de gaze naturale;
• creşterea flexibilităţii sistemului gazier, necesară în perioade cu vârfuri de cerere, prin creşterea debitelor de injecţie/extracţie;
• intensificarea concurenţei, prin creşterea capacităţii de înmagazinare din sectorul privat din România;
• asigurarea unei dezvoltări durabile, prin utilizarea de tehnologii moderne şi eficiente, care să asigure un grad ridicat de securitate şi siguranţă, atât pe amplasamentul depozitului, cât şi în vecinătatea acestuia.

Termen finalizare proiect: 2022 (termenul va fi actualizat funcţie de data finalizării şi punerii în funcţiune a obiectivelor colector nou şi staţie de uscare)

Costurile de capital aferente proiectului au fost estimate la 87 milioane euro.

8. Măsuri referitoare la diversificarea surselor

Diversificarea surselor nu se limitează la necesitatea de a dezvolta interconectările între statele membre învecinate, ci şi la posibilitatea de a diversifica rute şi surse de aprovizionare, dacă este fezabil, în vederea asigurării aprovizionării cu gaze pentru toţi consumatorii.

Conform noii reglementări europene privind siguranţa în aprovizionarea cu gaze naturale şi anume Regulamentul (UE) 2017/1938 din 25 octombrie 2017 care prevede îndeplinirea mai multor obiective, printre care:
- – realizarea de către ENTSOG a unei simulări la nivelul UE pentru situaţia de întrerupere a furnizării sau de defecţiune a sistemului cu scopul de a identifica principalele riscuri la nivelul UE privind întreruperea alimentării cu gaze naturale;
- – cooperarea dintre Statele Membre în cadrul grupurilor regionale cu scopul de a evalua riscurile comune privind siguranţa în aprovizionare şi pentru a elabora şi conveni asupra unor măsuri comune preventive şi de răspuns;
- – introducerea principiului solidarităţii conform căruia Statele Membre trebuie să se ajute reciproc astfel încât să garanteze în permanenţă aprovizionarea cu gaze naturale pentru consumatorii vulnerabili chiar şi în timpul celor mai severe situaţii de criză;
- – îmbunătăţirea transparenţei: companiile de gaze naturale trebuie să notifice în mod oficial autoritatea naţională privind contractele pe termen lung care pot fi relevante pentru siguranţa în furnizare;
  
  -stabilirea unui cadru prin care decizia privind o curgere permanentă bidirecţională a conductelor ia în calcul opiniile tuturor ţărilor UE pentru care respectivul proiect aduce un beneficiu.
  1. a. Interconectări ale SNT cu sistemele similare din statele vecine
    
    Sistemul Naţional de Transport al gazelor naturale (SNT) din România este operat de Transgaz, operatorul tehnic al sistemului de transport (OST). Capacitatea de transport a gazelor naturale este asigurată prin reţeaua de conducte şi racorduri de alimentare, cu diametre cuprinse între 50 şi 1.200 mm şi lungimea totală de 12.585 km (13.138 km incluzând şi conductele de tranzit), la presiuni de operare cuprinse între 6 şi 35 bar.
    
    SNT este conectat cu statele vecine, respectiv cu Ucraina, Ungaria, Moldova şi Bulgaria, prin intermediul a cinci puncte de interconectare, având în prezent următoarea capacitate:
- – Medieşul Aurit (Ucraina, UkrTransGas ➔ România, Transgaz): punct de intrare în zona de nord a ţării, cu o capacitate anuală de import de 4,0 mld m.c.;
- – Isaccea (Ucraina, UkrTransGas ➔ România, Transgaz): punct de intrare în zona de est a ţării, cu o capacitate anuală de import de 8,6 mld m.c.;
- – Csanedpalota (Ungaria, FGSZ România, Transgaz): punct de intrare şi ieşire în/din zona de vest a ţării, cu o capacitate operaţională de 1,75 mld m.c.
- – Iaşi-Ungheni (România, Transgaz ➔ Moldova, Moldovatransgaz): punct de ieşire din zona de est a ţării, cu o capacitate anuală de 1,5 mld m.c. ;
- – Giurgiu – Ruse (România, Transgaz ➔ Bulgaria, Bulgartransgaz):punct de ieşire din zona de sud a ţării, cu o capacitate anuală de 1,5 mld m.c..
Punctele de interconectare transfrontalieră ale SNT şi conductele de tansport internaţional gaze naturale din sud – estul României

Sursa:Planul de dezvoltare a sistemului naţional de transport al gazelor naturale pentru perioada 2018-2027
1. b. Interconectarea sistemului naţional de transport gaze naturale cu conducta de transportinternaţional gaze naturale T1 şi reverse flow Isaccea
  
  Sursa: Planul de dezvoltare a sistemului naţional de transport al gazelor naturale pentru perioada 2018-2027
  
  Proiectul este necesar deoarece:
  - – prin implementarea sa se creează un culoar de transport gaze naturale între pieţele din Grecia, Bulgaria, România şi Ucraina, în condiţiile în care se realizează şi interconectarea între Grecia şi Bulgaria
  - – contractul de transport gaze naturale aferent capacităţii conductei T1 a expirat la 1 octombrie 2016. Începând cu anul gazier 2016 – 2017 capacitatea de transport gaze naturale a conductei T1
    
    se comercializează pe bază de licitaţii, conform codului european privind mecanisme de alocare a capacităţilor în punctele de interconectare trasnfrontalieră şi a Ordinului ANRE nr. 34/ 2016
  - – se vor putea asigura fluxuri fizice reversibile în punctul Negru Vodă 1, conform cerinţelor regulamentului (UE) nr. 1938/2017
  - – prin implementarea sa se crează posibilitatea preluării în sistemul românesc de transport a gazelor naturale descoperite în Marea Neagră, pentru valorificarea acestora pe piaţa românească şi pe pieţele regionale
    
    Proiectul va consta în următoarele:
    - ■ Faza I:
      - – Lucrări de interconectare între SNT şi conducta de transport internaţional T1, în zona staţiei de măsurare Isaccea;
      - – Reparaţia conductei Dn 800 mm Cosmeşti – Oneşti (66,0 km).
    - ■ Faza II:
      - – Modernizarea şi amplificarea Staţiei de comprimare Siliştea;
      - – Modernizarea şi amplificarea Staţiei de comprimare Oneşti;
      - – Modificări în interiorul NT Siliştea, NT Şendreni şi NT Oneşti.
        
        Proiectul nu dezvoltă capacităţi suplimentare pe punctul de intrare/ieşire în SNT la Negru Vodă.
        
        Termen estimat de finalizare: anul 2018 pentru Faza I, respectiv anul 2019 pentru Faza II Valoarea estimată a investiţiei : 100,55 milioane EURO.
        
        Proiectul a fost inclus în ediţia 2017 a TYNDP şi face parte şi din cea de a treia listă PCI/2017 a proiectelor de interes comun la nivelul Uniunii Europene la secţiunea 6.24.10 poziţia 1, parte a Coridorului prioritar NSI EAST.
2. c. Dezvoltarea pe teritoriul României a SNT pe coridorul Bulgaria – Romania- Ungaria-Austria (BRUA)
  
  Sursă: Planul de dezvoltare a sistemului naţional de transport al gazelor naturale pentru perioada 2018-2027
  
  Având în vedere trendul ascendent al dependenţei Uniunii Europene de importuri de gaze naturale, pe fondul creşterii constante a cererii, precum şi al scăderii producţiei interne, asigurarea securităţii în aprovizionarea cu gaze naturale reprezintă o necesitate.
  
  În prezent, la nivel european se află în curs de implementare o serie de proiecte majore care să permită diversificarea surselor de alimentare cu gaze naturale a Europei prin transportul gazelor naturale extrase atât din perimetrele din Marea Caspică, cât şi a celor disponibile din terminale LNG spre Europa Centrală:
3. d. Dezvoltarea pe teritoriul României a Coridorului Sudic de Transport pentru preluareagazelor naturale de la ţărmul Mării Negre
  
  Sursă: Planul de dezvoltare a sistemului naţional de transport al gazelor naturale pentru perioada 2018-2027
  
  În contextul în care Europa devine tot mai dependentă de importuri de gaze naturale, accesul la noi surse devine o necesitate imperioasă.
  
  Studiile şi evaluările realizate până în prezent au evidenţiat zăcăminte de gaze naturale semnificative în Marea Neagră. Mai mult, Proiectul AGRI are în vedere transportul gazelor naturale din zona Mării Caspice până la ţărmul Marii Negre.
  
  În aceste condiţii dezvoltarea pe teritoriul României a unei infrastructuri de transport gaze naturale de la ţărmul Mării Negre până la graniţa România-Ungaria reprezintă una din priorităţile majore ale TRANSGAZ.
  
  Proiectul este de o importanţă deosebită la nivel european prin prisma contribuţiei sale la diversificarea surselor de aprovizionare şi prin faptul că oferă acces la o sursă europeană printr-o rută ce traversează exclusiv ţări ale UE.
  
  Obiectivul major al acestei investiţii constă în construirea unei conducte telescopice de transport gaze naturale Tuzla – Podişor, în lungime de 308,2 km şi Dn 1200 respectiv Dn 1000, care să facă legătura între resursele de gaze naturale disponibile la ţărmul Mării Negre şi coridorul BULGARIA – ROMÂNIA – UNGARIA – AUSTRIA, astfel asigurându-se posibilitatea transportului gazelor naturale spre Bulgaria şi Ungaria prin interconectările existente Giurgiu – Ruse (cu Bulgaria) şi Nădlac – Szeged (cu Ungaria). De asemenea, această conductă se va interconecta cu actuala conductă internaţională de transport gaze naturale T1.
  
  Capacitatea de transport este de 8,14 mil.mc/an conform procedurii Open-Season prezentate pe site-ul Transgaz.
  
  Importanţa proiectului la nivel european se reflectă prin includerea acestuia în:
  - – Planul de dezvoltare european TYNDP 2017;
  - – lista 3 PCI/2017 a proiectelor de interes comun, secţiunea 6.24.4, poziţia 5 „Conductă ţărmul Mării Negre – Podişor (RO) pentru preluarea gazelor din Marea Neagră”
  - – lista proiectelor prioritare condiţionate elaborată în cadrul grupului CESEC.
  Termen estimat de finalizare: trim IV 2020, acesta depinzând de graficele de realizare ale proiectelor offshore din amonte.
  
  Valoarea estimată a investiţiei: 298,4 milioane Euro.
  
  În condiţiile în care proiectul va îndeplini toate criteriile de eligibilitate prevăzute în Regulamentul 347/2013, Transgaz intenţionează să depună o cerere de investiţie în vederea accesării unui grant nerambursabil pentru lucrări prin mecanismul Connecting Europe Facility .
4. e. Dezvoltări ale SNT în zona de Nord – Est a României în scopul îmbunătăţiriiaprovizionării cu gaze naturale a zonei precum şi a asigurării capacităţilor de transportspre/dinspre Republica Moldova
  
  Având în vedere necesitatea îmbunătăţirii alimentării cu gaze naturale a regiunii de nord-est a României şi ţinând seama de perspectiva oferită de conducta de interconectare dintre România şi Republica Moldova (Iaşi – Ungheni), de a oferi capacităţi de transport gaze naturale spre/dinspre Republica Moldova, sunt necesare o serie de dezvoltări în sistemul românesc de transport gaze naturale astfel încât să poată fi asiguraţi parametrii tehnici adecvaţi cerinţelor de consum din regiunile vizate.
  
  Sursa: Planul de dezvoltare a sistemului naţional de transport al gazelor naturale pentru perioada 2018-2027
  
  Interconectorul România – Republica Moldova (Iaşi-Ungheni) este funcţional începând cu data de 27 august 2014 şi are o capacitate de funcţionare de 1,5 mld m3/an.
  
  În scopul eficientizării atât a procesului de implementare, cât şi al obţinerii de finanţări în cadrul programelor puse la dispoziţie din fonduri europene de dezvoltare regională, proiectul a fost împărţit în sub-proiecte.
  
  Descrierea proiectului:
  - ■ Construirea unei conducte de transport gaze naturale noi DN 700, Pn 55 bar, pe direcţia Oneşti -Gherăeşti în lungime de 104 km. Traseul acestei conducte va fi paralel în mare parte cu conductele existente DN 500 Oneşti – Gherăeşti;
  - ■ Construirea unei conducte noi de transport gaze naturale DN 700, Pn 55 bar, pe direcţia Gherăeşti – Leţcani în lungime de 61 km. Această conductă va înlocui conducta existentă DN 400 Gherăeşti – Iaşi pe tronsonul Gherăeşti – Leţcani;
  - ■ Construirea unei Staţii de comprimare gaze noi la Oneşti, având o putere instalată de 9,14 MW, 2 compresoare de câte 4,57 MW, unul activ si unul de rezervă;
  - ■ Construirea unei Staţii de comprimare gaze noi la Gherăeşti, având o putere instalată de 9,14 MW, 2 compresoare de câte 4,57 MW, unul activ şi unul de rezervă.
  Termen estimat de finalizarea a proiectului: 2019 Valoarea totală estimată a investiţiei: 152,7 milioane Euro.
  
  Prin realizarea acestui proiect, va putea fi asigurată presiunea necesară şi capacitatea de transport de 1,5 mld.mc/an în punctul de interconectare dintre sistemele de transport ale României şi Republicii Moldova.
  
  Proiectul "Dezvoltarea capacităţii de transport a SNT în vederea asigurării fluxului de gaze naturale pe direcţia România – Republica Moldova" a fost acceptat ca eligibil conform
  
  condiţiilor stabilite de Programul Operaţional Infrastructura Mare (POIM). In cadrul acestui program, Axa Prioritară (AP) 8. – Obiectivul Strategic (OS) 8.2 – "Creşterea gradului de interconectare a Sistemului Naţional de Transport a gazelor naturale cu alte state vecine", are o alocare financiară de circa 55 milioane euro.
5. f. Amplificarea coridorului bidirecţional de transport gaze naturale Bulgaria – Romania –Ungaria – Austria (BRUA Etapa 3)
  
  Sursa: Planul de dezvoltare a sistemului naţional de transport al gazelor naturale pentru perioada 2018-2027
  
  În funcţie de volumele de gaze naturale disponibile la ţărmul Mării Negre, (care nu vor putea fi preluate de Culoarul BRUA), pe termen lung se are în vedere dezvoltarea capacităţii de transport pe culoarul Oneşti – Coroi – Haţeg – Nădlac.
  
  Dezvoltarea acestui culoar de transport gaze naturale presupune următoarele:
  -  reabilitarea unor conducte existente ce aparţin SNT;
  -  înlocuirea unor conducte existente ce aparţin SNT sau conducte noi instalate în paralel cu conductele existente;
  -  dezvoltarea a 4 sau 5 staţii noi de comprimare cu o putere totală instalată de aprox. 66 – 82,5MW
  -  creşterea capacităţi de transport gaze naturale spre Ungaria cu 4,4 mld.mc/an.
  Descrierea proiectului:
  
  În prezent Transgaz a elaborat studiul de prefezabilitate privind dezvoltarea acestui culoar de transport gaze naturale, iar în vederea optimizării şi eficientizării atât a procesului de implementare, cât şi a posibilităţilor de atragere a unor finanţări nerambursabile, culoarul a fost împărţit în două proiecte.
  
  Cele două proiecte sunt:
  1. 1. Asigurarea curgerii reversibile pe interconectarea România – Ungaria:
    -  Proiect PCI: 6.24.10 poziţia 2;
    -  Coridor prioritar: NSI EAST. Proiectul va consta în următoarele:
    -  Conductă nouă de transport gaze naturale Băcia – Haţeg – Horia – Nădlac în lungime de aproximativ 280 km;
    -  Doua staţii noi de comprimare gaze naturale amplasate de-a lungul traseului.
  2. 2. Dezvoltarea SNT între Oneşti şi Băcia :
    -  Proiect PCI: 6.24.10 poziţia 2.
    -  Coridor prioritar: NSI EAST Proiectul va consta în următoarele:
    -  Reabilitarea unor tronsoane de conductă;
    -  Înlocuirea unor conducte existente cu conducte noi cu diametru si presiune de operare mai mare;
    -  Două sau trei staţii noi de comprimare gaze naturale.
  Proiectele de mai sus au fost comasate pe lista actualizată (Lista 3/2017) a proiectelor de interes comun publicată ca şi anexă la Regulamentul 347/2013 fiind incluse la poziţia 6.24. sub denumirea "Amplificarea coridorului de transport bidirecţional Bulgaria – Romania – Ungaria – Austria (BRUA faza 1, 2 şi 3)".
  
  Termen de finalizare pentru întreg coridorul: anul 2023 Valoarea estimată a investiţiei: 530 milioane Euro
  
  Realizarea acestui coridor depinde în continuare de evoluţia cererii de capacitate, respectiv de rezultatele proceselor de explorare/exploatare a zăcămintelor de gaze naturale din Marea Neagră sau din alte perimetre on-shore, o decizie finală de investiţie putând fi luată doar în momentul în care cererea de capacităţi suplimentare este confirmată prin acorduri şi contracte de rezervare.
6. g. Noi dezvoltări ale SNT în scopul preluării gazelor de la ţărmul Mării Negre
  
  Sursa: Planul de dezvoltare a sistemului naţional de transport al gazelor naturale pentru perioada 2018-2027
  
  Având în vedere zăcămintele de gaze naturale descoperite în Marea Neagră, Transgaz intenţionează extinderea SNT cu scopul creării unui punct suplimentar de preluare a gazelor naturale provenite din perimetrele de exploatare submarine ale Mării Negre.
  
  Descrierea proiectului
  
  Transgaz a finalizat studiul de fezabilitate pentru o conductă de transport în lungime de aproximativ 25 km şi diametru Dn 500, de la ţărmul Mării Negre până la conducta existentă de transport internaţional T1. Capacitatea de transport este 1,1 mld.mc/an – conform procesului Open-Season publicat pe site-ul Transgaz.
  
  Termen estimat de finalizare: anul 2019, acesta depinzând de graficele de realizare a proiectelor offshore din amonte.
  
  Valoarea estimată a investiţiei: 9,14 milioane Euro.
7. h. Interconectarea România – Serbia – interconectarea Sistemului Naţional de Transportgaze naturale cu sistemul similar de transport gaze naturale din Serbia
Sursa: Planul de dezvoltare a sistemului naţional de transport al gazelor naturale pentru perioada 2018-2027

În contextul prevederilor Strategiei Europene privind Uniunea Energiei şi a acţiunilor de implementare a obiectivelor acestei strategii (competitivitate, sustenabilitate şi securitatea aprovizionării cu energie), România acordă interes deosebit asigurării dimensiunii securităţii energetice, dezvoltării infrastructurii energetice prin diversificarea surselor şi rutelor de transport energetic, întăririi solidarităţii între statele membre şi asigurării funcţionării eficiente a pieţei energiei.

În scopul întăririi gradului de interconectivitate între sistemele de transport gaze naturale din statele membre UE şi al creşterii securităţii energetice în regiune, se înscrie şi proiectul privind realizarea interconectării Sistemului Naţional de Transport gaze naturale din România cu cel din Serbia.

Varianta analizată de export gaze naturale spre Serbia este de preluare a gazelor naturale din viitoarea conductă BRUA (faza I). Cel mai apropiat punct al conductei BRUA de graniţa dintre România şi Serbia este localitatea Mokrin, zona Timiş – Arad.

Proiectul "Interconectarea Sistemului Naţional de Transport gaze naturale cu sistemul similar de transport gaze naturale din Serbia" constă în construirea unei conducte de interconectare a sistemului naţional de transport gaze naturale cu sistemul de transport gaze naturale din Serbia pe direcţia Recaş – Mokrin în lungime de aproximativ 97 km.

Descrierea proiectului:

Proiectul va consta în următoarele:
- ■ Construirea unei conducte noi de interconectare pe direcţia Recaş – Mokrin în lungime de aprox 97 km din care 85 km pe teritoriul României şi 12 km pe teritoriul Serbiei cu următoarele caracteristici :
  - – Presiunea în conducta BRUA zona Recaş : 50 – 54 bar (PN BRUA – 63 bar);
  - – Diametrul Conductei de interconectare : Dn 600;
  - – Capacitate transport: max. 1 mld Smc/an (115 000 Smc/h), Presiune în Mokrin: 48,4 – 52,5 bar;
  - – Capacitate transport: max. 1,6 mld Smc/an (183 000 Smc/h), Presiune în Mokrin: 45,4- 49,9 bar.
- ■ Construirea unei staţii de măsurare gaze naturale (amplasată pe teritoriul României).
Termen estimat de finalizare : anul 2020

Valoarea totală estimată a investiţiei : 50,7 milioane EURO din care :
- – 40,9 mil EURO conductă pe teritoriul României (inclusiv gările de lansare primire PIG)
- – 8,3 mil EURO conductă pe teritoriul Serbiei (inclusiv gară de lansare primire PIG şi staţie de reglare)
- – 1,5 mil EURO staţia de măsurare gaze naturale (amplasată pe teritoriul României) Termen estimat de finalizare : 2020
Exportul de gaze naturale spre Serbia se va realiza după finalizarea proiectului BRUA (faza I).

În situaţia în care vor fi preluate gaze naturale din Serbia spre România, acestea pot fi direcţionate la consum în zona Timişoara – Arad, prin conducta DN 600 Horia – Maşloc – Recaş (25 bar), la presiuni mai mici decât în conducta BRUA .
1. i. Modernizare SMG Isaccea 1 şi SMG Negru Vodă 1
  
  Sursa: Planul de dezvoltare a sistemului naţional de transport al gazelor naturale pentru perioada 2018-2027
  
  În vederea creşterii gradului de asigurare a securităţii energetice în regiune au fost semnate următoarele Acorduri de Interconectare:
  - ■ Acordul de Interconectare pentru Punctul de Interconectare Isaccea 1, încheiat cu PJSC Ukrtransgaz, Ucraina, în data de 19.07.2016;
  - ■ Acordul de Interconectare pentru Punctul de Interconectare Negru Vodă 1, încheiat cu Bulgartransgaz, Bulgaria, în data de 19.05.2016.
  Printre acţiunile prevăzute în aceste Acorduri se numără şi modernizarea staţiilor de măsurare gaze naturale din cele două puncte de interconectare.
  
  Proiectul "Modernizare SMG Isaccea 1 şi SMG Negru Vodă 1" constă în construirea a două staţii noi de măsurare gaze naturale în incintele existente ale Staţiilor de Măsurare.
  
  Descrierea proiectului:
  1. 1. Staţie de măsurare SMG Isaccea 1
    
    Staţia de Măsurare modernizată va fi dotată cu instalaţie de separare/filtrare şi instalaţie de măsurare:
    -  Separarea/filtrarea este asigurată de o baterie de separare/filtrare.
    -  Instalaţia de măsurări va fi compusă din mai multe linii de măsurare paralele (în operare şi în rezervă) echipate cu contoare cu ultrasunete în scopul măsurării cantităţilor de gaze naturale livrate, fiecare linie fiind echipată identic cu trei sisteme de măsurare independente (Pay, Check şi Verificare). Sistemele independente Pay şi Check vor utiliza contoare cu ultrasunete dual, iar sistemele de Verificare vor utiliza un contor cu ultrasunete simplu.
      
      Numărul liniilor de măsurare este suficient pentru a permite măsurarea cantităţilor de gaze naturale ce vor fi livrate prin SMG. Numărul de linii în operare va depinde de cantităţile de gaze naturale ce urmează a fi vehiculate prin SMG. Pentru verificarea menţinerii trasabilităţii contoarelor cu ultrasunete de pe liniile de măsurare, se vor înseria periodic cu o linie de măsurare de referinţă echipată cu contor cu trubină.
      
      În cazul în care unul dintre sisteme nu mai corespunde standardelor şi/sau limitelor de eroare stabilite, linia de măsurare respectivă se va închide şi se va retrage din operarea normală până la remedierea cauzelor care au produs aceste disfuncţionalităţi.
      
      Volumele rezultate din măsurarea independentă a sistemelor Pay, Check şi Verificare vor fi monitorizate continuu.
  2. 2. Staţia de măsurare SMG Negru Vodă 1
    
    Staţia de Măsurare modernizată va fi dotată cu instalaţie de separare/filtrare şi instalaţie de măsurare
    -  Separarea/filtrarea este asigurată de o baterie de separare/filtrare.
    -  Instalaţia de măsurare va fi compusă din mai multe linii de măsurare paralele (în operare şi în rezervă) echipate cu contoare cu ultrasunete în scopul măsurării cantităţilor de gaze naturale livrate, fiecare linie fiind echipată identic cu două sisteme de măsurare independente (Pay şi Check). Sistemele independente Pay şi Check vor utiliza contoare cu ultrasunete dual.
Numărul liniilor de măsurare este suficient pentru a permite măsurarea cantităţilor de gaze naturale ce vor fi livrate prin SMG. Numărul de linii în operare, va depinde de cantităţile de gaze naturale ce urmează a fi vehiculate prin SMG. Pentru verificarea menţinerii trasabilităţii

contoarelor cu ultrasunete de pe liniile de măsurări, se vor înseria periodic cu o linie de măsurare de referinţă echipată cu contor cu turbină.

Proiectul presupune modernizarea celor două staţii de măsurare pentru capacităţile existente şi oferă posibilitatea funcţionării în regim bidirecţional şi la Isaccea.

În cazul în care unul dintre sisteme nu mai corespunde standardelor şi/sau limitelor de eroare stabilite, linia de măsurare respectivă se va închide şi se va retrage din operarea normală până la remedierea cauzelor care au produs aceste disfuncţionalităţi.

Volumele rezultate din măsurarea independentă a sistemelor Pay şi Check vor fi monitorizate continuu.

Termen estimat de finalizare : anul 2019

Valoarea totală estimată a investiţiei : 13,9 milioane EURO din care :
-  7,1 mil EURO modernizare SMG Isaccea 1
-  6,8 mil EURO modernizare SMG Negru Vodă 1
j. Interconectarea sistemului naţional de transport gaze naturale cu sistemul de transportgaze naturale din Ucraina, pe directia Gherăeşti – Siret – proiect nou

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

Prin Planul de Dezvoltare al Sistemului Naţional de Transport Gaze Naturale, Transgaz şi-a propus creşterea gradului de interconectare al reţelei naţionale de transport gaze naturale la reţeaua de gaze naturale europeană. În acest sens, în completarea proiectului privind dezvoltări

ale SNT în zona de Nord – Est a României în scopul îmbunătăţirii aprovizionării cu gaze naturale a zonei precum şi a asigurării capacităţilor de transport spre/dinspre Republica Moldova, Transgaz a identificat oportunitatea realizării unei interconectări a SNT cu sistemul de transport gaze naturale din Ucraina, pe direcţia Gherăeşti – Siret.

Descrierea proiectului:

Proiectul "Interconectarea sistemului naţional de transport gaze naturale România cu sistemul naţional de transport gaze naturale Ucraina pe direcţia Gherăeşti – Siret" constă în :

construirea unei conducte de transport gaze naturale şi a instalaţiilor aferente, pe direcţia Gherăeşti – Siret ;

construirea unei staţii de măsurare gaze transfrontalieră ;

amplificarea staţiilor de comprimare Oneşti şi Gherăeşti, dacă este cazul .

Proiectul se află într-o fază incipientă, capacităţile care urmează să fie dezvoltate în cadrul acestui proiect vor fi stabilite ulterior.

Termen estimat de finalizare : anul 2025

Valoarea totală estimată a investiţiei : 125 milioane EURO
9. Autoritatea Competentă

Autoritatea Competentă care are competenţă în asigurarea securităţii energetice a României în domeniul gazelor naturale este Ministerul Energiei prin intermediul Serviciului Autoritatea Competentă Aprovizionare Gaze Naturale.

Date de contact Autoritate Competentă:

adresă: Splaiul Independenţei, nr. 202 E, sector 6, Bucureşti e-mail: gas_supply@energie.gov.ro;

!0. Concluzii

În calitate de stat membru al Uniunii Europene, România este un furnizor de securitate energetică în regiune şi în Europa şi are potenţialul de a-şi întări acest rol, contribuind activ prin politica şi programele sale la atingerea obiectivelor Uniunii Europene în domeniul energetic.

România promovează şi implementează o strategie integrată în sectorul gazier, atât pentru componenta de transport, cât şi pentru cea de înmagazinarea gazelor naturale, cu efecte pozitive în consolidarea cooperării regionale dintre România şi statele vecine. Strategia integrată este în acord cu obiectivele Uniunii Energetice şi se înscrie în noua dimensiune promovată de aceasta.

Din perspectiva funcţionării pieţei de gaze naturale şi a dezvoltării pieţelor competitive şi integrate în regiunea Central şi Sud-Est Europeană în domeniul gazelor naturale în cadrul iniţiativei CESEC – Central East South Europe Gas Connectivity, România susţine diversificarea surselor de aprovizionare cu gaze a regiunii Central şi Sud-Est Europene şi încurajează dezvoltarea de proiecte în conformitate cu prioritaţile stabilite la nivelul iniţiativei CESEC.

În acest context, în România, furnizarea de gaze naturale pentru clienţii protejaţi este asigurată, în condiţii normale de piaţă şi – în situaţii de urgenţă – prin implementarea măsurilor prevăzute în Planul de Urgenţă.

!!. Glosar de termeni

AC – Autoritate Competentă – Ministerul Energiei, prin intermediul Serviciului Autoritatea Competentă Aprovizionare Gaze Naturale

Regulamentul !938/20!7 – Regulamentul (UE) nr. 2017/1938 al Parlamentului European şi al Consiliului din 25 octombrie 2017 privind măsurile de garantare a siguranţei furnizării de gaze şi de abrogare a Regulamentului (UE) nr. 994/2010

ME – Ministerului Energiei

Legea nr. !23/20!2 – Legea energiei electrice şi a gazelor naturale, publicată în Monitorul Oficial al României, Partea I, nr. 485 din 16 iulie 2012, cu modificările şi completările ulterioare

ANRE – Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei

ANRGN – Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Gazelor Naturale

SNT – Sistemul Naţional de Transport gaze naturale

CE – Comisia Europeană

UR – utilizator reţea sistem de transport gaze naturale

PLAN DE URGENŢĂ

Anexa nr. 2

PLAN DE URGENŢĂ!

Conţinut

1. Introducere
2. Cadrul legal
3. Niveluri de criză şi scenarii de risc
1. 3.1. Niveluri de criză 3.2.Scenarii de risc
4. Informaţii referitoare la măsurile de garantare a securităţii aprovizionării cu gaze naturale în România
1. 4.1. Definirea clientului protejat în legislaţia naţională
2. 4.2. Consumul de gaze naturale în România
5. Rolul şi responsabilităţile autorităţii competente, autorităţilor publice centrale, întreprinderilor din sectorul gazelor naturale, inclusiv ale producătorilor de energie electrică şi termică relevanţi, premergătoare activării situaţiei de urgenţă în cadrul nivelurilor de urgenţă

Acţiuni în cadrul nivelui Alertă Timpurie:

Acţiuni în cadrul nivelului de Alertă:

Acţiuni în cadrul nivelului de Urgenţă:
6. Managerul de criză
7. Măsuri reglementate de prevederi legale, necesare asigurării securităţii aprovizionării cu gaze naturale
8. Măsuri care nu au la bază mecanismele pieţei destinate asigurării securităţii aprovizionării cu gaze natural în situaţii de criză, nivelul de urgenţă – conform Anexei VIII a Regulamentului (UE) nr. 1938/2017
9. Glosar de termeni

Anexa II A – Rolul şi responsabilităţile întreprinderilor din sectorul gazelor naturale şi ale producătorilor de energie electrică şi termică, conform prevederilor legale în vigoare

ANEXA II B – Măsuri privind identificarea şi activarea clienţilor întreruptibili de siguranţă

PLAN DE URGENŢĂ

1. Introducere

În confomitate cu considerentul nr. 63 din Regulamentul (UE) nr. 1938/2017, coroborat cu art. 8 alin. (12) din acelaşi regulament, planurile de acţiuni preventive şi planurile de urgenţă elaborate în temeiul Regulamentului (UE) nr. 994/2010 şi actualizate în conformitate cu regulamentul respectiv, rămân în vigoare până la data primei adoptări a noilor planuri de acţiuni preventive şi a noilor planuri de urgenţă elaborate în temeiul Regulamentul (UE) nr. 1938/2017.

Atribuţia punerii în aplicare a măsurilor prevăzute de Regulamentul (UE) nr. 1938/2017, respectiv de Regulamentul (UE) nr. 994/2010 revine Ministerului Energiei, în calitate de Autoritate Competentă, potrivit prevederilor art. 102, lit. l) din Legea energiei şi a gazelor naturale nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare. Planul de urgenţă actualizat a fost elaborat de Autoritatea Competentă, în baza consultărilor cu principalii actori de pe piaţa gazelor naturale din România, a evaluării de risc, document revizuit de Ministerul Energiei în cursul anului 2018 şi a Planului de Acţiuni Preventive actualizat.
2. Cadrul legal

Prezentul Plan de urgenţă a fost realizat în temeiul art. 8, alin. (12) din Regulamentul (UE) nr. 1938/2017, având în vedere măsurile stipulate în Regulamentul (UE) nr. 994/2010.

Planurile de urgenţă naţionale:
1. a) se elaborează ţinând cont de nivelurile de criză;
2. b) definesc rolul şi responsabilităţile întreprinderilor din sectorul gazelor naturale şi ale consumatorilor industriali, inclusiv cele ale producătorilor de energie electrică relevanţi, ţinând seama de diferenţele în ceea ce priveşte măsura în care aceştia sunt afectaţi în cazul întreruperii aprovizionării cu gaze, precum şi interacţiunea acestora cu autorităţile competente şi, acolo unde este cazul, cu autorităţile naţionale de reglementare pentru fiecare dintre nivelurile de criză;
3. c) definesc rolul şi responsabilităţile autorităţilor competente şi ale celorlalte organisme cărora li s-au delegat sarcini pentru fiecare dintre nivelurile de criză;
4. d) asigură faptul că întreprinderile din sectorul gazelor şi consumatorii industriali de gaze au suficient timp să reacţioneze în situaţia fiecărui nivel de criză;
5. e) identifică, dacă este cazul, măsurile şi acţiunile necesare pentru a atenua impactul potenţial al unei întreruperi în aprovizionarea cu gaze asupra instalaţiilor de termoficare şi asupra furnizării de energie electrică produsă pe bază de gaze naturale;
6. f) stabileşte procedurile şi măsurile detaliate care trebuie urmate pentru fiecare nivel de criză, inclusiv planurile corespunzătoare pentru schimburile de informaţii;
7. g) desemnează un manager sau o echipă de criză şi defineşte rolul acestora;
8. h) identifică contribuţia măsurilor bazate pe mecanismele pieţei, pentru gestionarea situaţiei în cazul nivelului de alertă şi pentru ameliorarea situaţiei în cazul nivelului de urgenţă;
9. i) identifică contribuţia măsurilor care nu au la bază mecanismele pieţei, planificate sau care urmează a fi implementate în cazul nivelului de urgenţă, evaluează gradul în care utilizarea măsurilor care nu au la bază mecanismele pieţei este necesară pentru a face faţă crizei, identifică efectele acestora şi defineşte procedurile pentru implementarea lor, ţinând cont de faptul că măsurile care nu se bazează pe piaţă se utilizează numai atunci când măsurile bazate pe mecanismele pieţei nu mai pot asigura ele însele aprovizionarea consumatorilor, mai cu seamă a celor protejaţi;
  
  PLAN DE URGENŢĂ
10. j) descrie mecanismele utilizate pentru cooperarea cu alte state membre pentru fiecare nivel de criză;
11. k) detaliază obligaţiile de raportare impuse întreprinderilor din sectorul gazelor naturale în cazul nivelurilor de alertă şi de urgenţă;
12. l) întocmeşte o listă cu acţiuni predefinite pentru punerea la dispoziţie a gazelor în cazul unei situaţii de urgenţă, inclusiv contractele comerciale dintre părţile implicate în aceste acţiuni şi mecanismele de compensare pentru întreprinderile din sectorul gazelor naturale, dacă este cazul, luând în considerare cu seriozitate confidenţialitatea datelor sensibile. Astfel de acţiuni presupun, de exemplu, acorduri transfrontaliere între statele membre şi/sau întreprinderile din sectorul gazelor naturale.
Planul de urgenţă se actualizează la fiecare doi ani, dacă împrejurările nu impun o actualizare mai frecventă, astfel încât să reflecte versiunea actualizată a evaluării riscurilor.

Principalele acte normative din legislaţia naţională avută în vedere la elaborarea acestui plan sunt:
-  Legea energiei electrice şi a gazelor naturale nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare;
-  Ordinul ANRE nr. 16/2013 – privind aprobarea Codului reţelei pentru Sistemul naţional de transport al gazelor naturale, cu modificările şi completările ulterioare;
-  Ordinul ANRE nr. 29/2016 – pentru aprobarea Regulamentului privind furnizarea gazelor naturale la clienţii finali;
-  Ordinul ANRE nr. 35/2016 – pentru aprobarea Metodologiei privind determinarea anuala a stocului minim de gaze naturale pentru titularii licentelor de furnizare gaze naturale;
-  Ordinul ANRE nr. 36/2016 – privind stabilirea modalităţii de determinare anuală a nivelului stocului minim de gaze naturale pentru titularii licenţelor de operare a sistemelor de transport al gazelor naturale
-  Ordinul ANRE nr. 161/2015 – privind aprobarea Standardului de performanţă pentru serviciul de transport şi de sistem al gazelor naturale
-  Ordinul ANRE nr. 162/2015 – privind aprobarea Standardului de performanţă pentru serviciul de distribuţie şi de sistem al gazelor naturale, cu modificările şi completările ulterioare;
-  Ordinul ANRE nr. 37/2007 – privind aprobarea Standardului de performanţă pentru activitatea de furnizare a gazelor naturale;
-  Decizia ANRGN nr. 824/2004 – pentru aprobarea Regulamentului privind accesul reglementat la depozitele de înmagazinare subterană a gazelor naturale;
-  Decizia ANRE nr. 730/10.05.2018 privind stabilirea nivelului stocului minim de gaze naturale pentru titularul licenţei de operare a sistemelor de transport al gazelor naturale
  
  S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A.
-  Decizia nr. 1.671/17.10.2018 privind stabilirea nivelului stocului minim de gaze naturale pe care fiecare titular al licenţei de furnizare a gazelor naturale are obligaţia de a-l constitui în depozitele de înmagazinare subterană pană la data de 31 octombrie 2018
-  Ordinul ANRE nr. 142/2014 pentru aprobarea Regulamentului privind stabilirea măsurilor de salvgardare în situaţii de criză apărute în funcţionarea Sistemului energetic naţional.
PLAN DE URGENŢĂ

3. Niveluri de criză şi scenarii de risc

3.1. Niveluri de criză

Cele trei niveluri de criză prevăzute de art. 11 din Regulamentul (UE) nr. 1938/2017, pentru declararea unei situaţii de urgenţă, trebuie coroborate cu măsurile care vizează asigurarea furnizării de gaze către clienţii protejaţi în fiecare dintre următoarele cazuri, prevăzute la art. 6 din Regulamentul (UE) nr. 1938/2017:
- – pentru o perioadă de vârf de şapte zile, constatate statistic o dată la 20 de ani;
- – orice perioadă de cel puţin 30 de zile în care cererea de gaze este excepţional de mare constatată statistic o dată la 20 de ani;
- – o perioadă de cel puţin 30 de zile în cazul afectării infrastructurii unice principale de gaze în condiţii de iarnă normale,
  
  Nivelurile de criză sunt următoarele:
  1. a) nivelul de alertă timpurie (alertă timpurie): în cazul în care există informaţii concrete, sigure şi fiabile, conform cărora ar putea avea loc un eveniment care ar deteriora în mod semnificativ livrările şi care ar putea conduce la nivelul de alertă sau de urgenţă în cazul producerii sale; nivelul de alertă timpurie poate fi activat printr-un mecanism de alertă timpurie;
  2. b) nivelul de alertă (alertă): în cazul unei întreruperi a aprovizionării sau al unei cereri de gaze excepţional de mari care afectează în mod semnificativ situaţia livrărilor, dar piaţa este încă în măsura să gestioneze întreruperea sau cererea respectivă fără a fi nevoie să se recurgă la măsuri care nu se bazează pe piaţă;
  3. c) nivelul de urgenţă (urgenţă): în cazul unei cereri excepţional de mari sau al unei întreruperi semnificative a furnizării sau a unei afectări semnificative a situaţiei livrărilor şi în cazul în care toate măsurile bazate pe mecanismele pieţei au fost implementate, dar oferta de gaze este insuficientă pentru a satisface cererea rămasă neacoperită, astfel încât este nevoie să se introducă în plus măsuri administrative în scopul de a garanta aprovizionarea cu gaze în special pentru consumatorii protejaţi.

3.2. Scenarii de risc

Scenariu !	Defecţiuni pe direcţiile de transport din import
Scenariu 2	Defecţiuni tehnice în Sistemul Naţional de Transport
Scenariu 3	Dezechilibre în activitatea de înmagazinare a gazelor naturale
Scenariu 4	Condiţii meteo extreme
Scenariu 5	Sistarea furnizării de gaze naturale din Federaţia Rusă către UE

Scenariul !: Defecţiuni pe direcţiile de transport din import

– defecţiuni în sisteme de transport, altele decât sistemul naţional de transport, înainte de preluarea cantităţilor din import de gaze naturale în sistemul naţional de transport

Scenariul 2: Defecţiuni tehnice în Sistemul Naţional de Transport
– defecţiuni în sistemul naţional de transport la preluarea cantităţilor de gaze naturale din depozitele de înmagazinare subterană a gazelor naturale, respectiv din depozitul cu cea

PLAN DE URGENŢĂ

mai mare capacitate de extracţie zilnică

Scenariul 3: Dezechilibre în activitatea de înmagazinare a gazelor naturale
– defecţiuni ale echipamentelor de suprafaţă aferente activităţii de înmagazinare anterior preluării cantităţilor de gaze naturale din depozitele de înmagazinare subterană a gazelor naturale în sistemul naţional de transport

Scenariul 4: Condiţii meteo extreme
– valori foarte scăzute ale temperaturii, respectiv temperatură medie sub -150C2, pe perioada sezonului rece, pe intervale mai mari de timp, de cel puţin 7 zile, fără defecţiuni tehnice în sistemul naţional de transport, sisteme de transport import şi dezechilibre în activitatea de înmagazinare a gazelor naturale

Scenariu 5: Sistarea furnizării de gaze naturale din Federaţia Rusă către UE
– sistarea furnizării de gaze naturale din import nedeterminată de existenţa unor defecţiuni tehnice în sistemele de transport

4. Informaţii referitoare la măsurile de garantare a securităţii aprovizionării cu gaze naturale în România

Conform prevederilor art. 173, alin. (1) din Legea nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare: „Titularii de licenţe de înmagazinare, transport, distribuţie şi furnizare a gazelor naturale şi titularul licenţei de operare a terminalului GNL au obligaţia să îşi desfăşoare activităţile cu respectarea obligaţiilor stipulate în licenţele, respectiv autorizaţiile emise de ANRE, privind siguranţa, calitatea, continuitatea aprovizionării, eficienţa energetică, cu respectarea normelor de securitate şi sănătate a muncii şi de protecţie a mediului, precum şi a prevederilor din contractele directe cu clienţii."

Totodată, conform prevederilor art. 143, alin. (1) din Legea nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare furnizorul de gaze naturale are următoarele obligaţii:

– să încheie contracte de achiziţie a gazelor naturale, astfel încât să asigure acoperirea consumului pentru clienţii săi;

2Temperatura minimă, mediată pe 7 zile consecutive, cu probabilitatea de revenire o dată la 20 de ani, este în România de -19,0725 °C (sursă: Ministerul Mediului, Administraţia Naţională de Meteorologie)

PLAN DE URGENŢĂ

– să respecte standardele de performanţă pentru activitatea de furnizare a gazelor naturale;

– să înmagazineze gaze naturale la nivelurile necesare pentru asigurarea continuităţii în alimentarea cu gaze naturale a clienţilor săi, în conformitate cu prevederile legale în vigoare.

4.1. Definirea clientului protejat în legislaţia naţională

Conform Regulamentului (UE) nr. 1938/2017 privind măsurile de garantare a siguranţei furnizării de gaze şi de abrogare a Regulamentului (UE) nr. 994/2010, art 6, alin. (1), fiecare stat membru stabileşte definiţia clienţilor protejaţi şi informează Comisia cu privire la aceasta.

În baza acestei prevederi, Ministerul Energiei a aprobat prin Ordinul ministrului energiei nr. 692/2018 categoria „clienţilor protejaţi" care cuprinde toţi clienţii casnici racordaţi la o reţea de distribuţie a gazelor naturale precum şi următoarele categorii de clienţi finali:
1. a) întreprinderile mici şi mijlocii, racordate la reţelele de distribuţie a gazelor naturale;
2. b) prestatorii de servicii sociale esenţiale care au legătură cu asistenţa medicală, asistenţa socială esenţială, de urgenţă, de securitate, cu educaţia sau cu administraţia publică, racordate la reţelele de distribuţie sau la Sistemul Naţional de Transport al gazelor naturale;
3. c) producătorii de energie termică, care nu pot funcţiona cu alţi combustibili decât gazele naturale şi care furnizează energie termică clienţilor casnici, întreprinderilor mici sau mijlocii şi/sau prestatorilor de servicii de asistenţă medicală, asistenţă socială esenţială, de urgenţă, de securitate sau prestatorii de servicii care au legătură cu educaţia sau cu administraţia publică.”

4.2. 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
2015	121.726.749
2016	124.110.485
2017	129.861.126

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

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

AN	Consum total/MWh
2013	50.863.980
2014	43.785.650

PLAN DE URGENŢĂ

2015	32.321.865
2016	35.185.322
2017	30.954.355

Sursa consumurilor pe piaţa reglementată: rapoartele ANRE lunare/anuale de monitorizare ale pieţei de gaze; Raport activitate ANRE 2016, 2017

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

perioada

Consum total

[MWh]

Consum casnici [%]

Consum casnici [MWh]

Consum servicii esenţiale

[%]

Consum servicii esenţiale [MWh]

Consum. termici pt populaţie [%]

Consum. termici pt populaţie [MWh]

2016

124.110.485

28,35

35.185.322

10,81

13.418.374

14,45

17.935.617

2017

129.861.126

23,83

30.954.355

3,62

4.705.200

9,97

12.958.437

Sursa consumurilor pe piaţa reglementată: rapoartele ANRE lunare/anuale de monitorizare ale pieţei de gaze; Raport activitate ANRE 2016-2017

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

Categoria întreprinderilor mici şi mijlocii	Pondere
Consumatori comerciali	7,50 %
Alţi client industriali	2,50 %
Alţi clienti secundari	9,50 %.

Având în vedere faptul că:

 începând cu sezonul rece 2018 – 2019, categoria „clientului protejat” cuprinde toţi clienţii casnici racordaţi la o reţea de distribuţie a gazelor naturale precum şi următoarele categorii de clienţi finali:
1. (a) întreprinderile mici şi mijlocii, racordate la reţelele de distribuţie a gazelor naturale;
2. (b) prestatorii de servicii sociale esenţiale care au legătură cu asistenţa medicală, asistenţa socială esenţială, de urgenţă, de securitate, cu educaţia sau cu administraţia publică, racordate la reţelele de distribuţie sau la Sistemul Naţional de Transport al gazelor naturale;
3. (c) producătorii de energie termică, care nu pot funcţiona cu alţi combustibili decât gazele naturale şi care furnizează energie termică clienţilor casnici, întreprinderilor mici sau mijlocii şi/sau prestatorilor de servicii de asistenţă medicală, asistenţă socială esenţială, de urgenţă, de securitate sau prestatorii de servicii care au legătură cu educaţia sau cu administraţia publică.”
 în România, în conformitate cu prevederile Legii nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare, furnizorii de gaze naturale au obligaţia să asigure continuitatea aprovizionării cu gaze naturale a consumatorilor

PLAN DE URGENŢĂ
 în România, ponderea producţiei interne în total consum este de aproximativ 90%,
 se adoptă, suplimentar, măsurile de la punctul 8 din prezentul Plan de Urgenţă,

se poate considera că în România, furnizarea de gaze naturale pentru clienţii protejaţi este asigurată.

5. Rolul şi responsabilităţile autorităţii competente, autorităţilor publice centrale, întreprinderilor din sectorul gazelor naturale, inclusiv ale producătorilor de energie electrică şi termică relevanţi, premergătoare activării situaţiei de urgenţă în cadrul nivelurilor de urgenţă

Denumire	Abreviere
Premergător activării mecanismelor de alertă timpurie	PAT
Premergător activării mecanismelor de alertă	PA
Premergător activării mecanismelor de nivel de urgenţă	PANU

În etapa premergătoare activării situaţiei de urgenţă şi în cadrul nivelurilor de urgenţă, rolurile şi responsabilităţile autorităţii competente, autorităţilor publice centrale, întreprinderilor din sectorul gazelor naturale, inclusiv ale producătorilor de energie electrică şi termică relevanţi, se supun obligaţiilor legale, inclusiv celor descrise în prezentul plan, după cum urmează:

Producători gaze naturale

PAT – vor informa OTS, AC şi ANRE asupra oricărei informaţii concrete şi sigure, conform căreia ar putea avea loc un eveniment care ar deteriora în mod semnificativ livrările;

PA – vor informa OTS, AC şi ANRE asupra oricărei informaţii concrete şi sigure, conform căreia se înregistrează o întrerupere a aprovizionării, sau dacă se înregistrează o cerere excepţional de mare care afectează în mod semnificativ situaţia livrărilor, dar piaţa este încă în măsură să gestioneze situaţia respectivă fără a fi nevoie să se recurgă la măsuri care nu se bazează pe piaţă; PANU – vor informa OTS, AC şi ANRE asupra oricărei informaţii concrete şi sigure, conform căreia se înregistrează o cerere excepţional de mare, sau o întrerupere semnificativă a furnizării, sau al unei afectări semnificative a situaţiei livrărilor. Toate măsurile bazate pe mecanismele pieţei au fost implementate, dar oferta de gaze este insuficientă pentru a satisface cererea rămasă neacoperită.

Operatori înmagazinare

PAT – vor informa OTS, AC şi ANRE asupra oricărei informaţii concrete şi sigure, conform căreia ar putea avea loc un eveniment care ar deteriora în mod semnificativ livrările;

PLAN DE URGENŢĂ

gestioneze situaţia respectivă fără a fi nevoie să se recurgă la măsuri care nu se bazează pe piaţă; PANU – vor informa OTS, AC şi ANRE asupra oricărei informaţii concrete şi sigure, conform căreia se înregistrează o cerere excepţional de mare sau o întrerupere semnificativă a furnizării sau al unei afectări semnificative a situaţiei livrărilor. Toate măsurile bazate pe mecanismele pieţei au fost implementate, dar oferta de gaze este insuficientă pentru a satisface cererea rămasă neacoperită.

Operator transport şi de sistem

PAT – va informa AC şi ANRE asupra oricărei informaţii concrete şi sigure, conform căreia ar putea avea loc un eveniment care ar deteriora în mod semnificativ livrările;

PA – va informa AC, ANRE şi DEN asupra oricărei informaţii concrete şi sigure, conform căreia se înregistrează o întrerupere a aprovizionării sau dacă se înregistrează o cerere excepţional de mare care afectează în mod semnificativ situaţia livrărilor, dar piaţa este încă în măsură să gestioneze situaţia respectivă fără a fi nevoie să se recurgă la măsuri care nu se bazează pe piaţă; PANU – va informa AC, ANRE şi DEN asupra oricărei informaţii concrete şi sigure, conform căreia se înregistrează o cerere excepţional de mare sau o întrerupere semnificativă a furnizării sau al unei afectări semnificative a situaţiei livrărilor. Toate măsurile bazate pe mecanismele pieţei au fost implementate, dar oferta de gaze este insuficientă pentru a satisface cererea rămasă neacoperită.

Operatori sistem de distribuJie

PAT – vor informa OTS, AC şi ANRE asupra oricărei informaţii concrete şi sigure, conform căreia ar putea avea loc un eveniment care ar deteriora în mod semnificativ livrările;

PA – vor informa OTS, AC şi ANRE asupra oricărei informaţii concrete şi sigure, conform căreia se înregistrează o întrerupere a aprovizionării sau dacă se înregistrează o cerere excepţional de mare care afectează în mod semnificativ situaţia livrărilor, dar piaţa este încă în măsură să gestioneze situaţia respectivă fără a fi nevoie să se recurgă la măsuri care nu se bazează pe piaţă; PANU – vor informa OTS, AC şi ANRE asupra oricărei informaţii concrete şi sigure, conform căreia se înregistrează o cerere excepţional de mare sau o întrerupere semnificativă a furnizării sau al unei afectări semnificative a situaţiei livrărilor. Toate măsurile bazate pe mecanismele pieţei au fost implementate, dar oferta de gaze este insuficientă pentru a satisface cererea rămasă neacoperită.

Producători de energie electrică şi termică

PAT – vor informa DEN, OTS, AC şi ANRE asupra oricărei informaţii concrete şi sigure, conform căreia ar putea avea loc un eveniment care ar deteriora în mod semnificativ livrările;

PA – vor informa DEN, OTS, AC şi ANRE asupra oricărei informaţii concrete şi sigure, conform căreia se înregistrează o întrerupere a aprovizionării sau dacă se înregistrează o cerere excepţional de mare care afectează în mod semnificativ situaţia livrărilor, dar piaţa este încă în măsură să gestioneze situaţia respectivă fără a fi nevoie să recurgă la măsuri care nu se bazează pe piaţă;

PANU – vor informa DEN, OTS, AC şi ANRE asupra oricărei informaţii concrete şi sigure, conform căreia se înregistrează o cerere excepţional de mare sau o întrerupere semnificativă a furnizării sau al unei afectări semnificative a situaţiei livrărilor de gaze naturale deşitoate

PLAN DE URGENŢĂ

măsurile bazate pe mecanismele pieţei au fost implementate, iar oferta de gaze este insuficientă pentru a satisface cererea rămasă neacoperită.

Furnizori de gaze naturale

PAT – vor informa OTS, AC şi ANRE asupra oricărei informaţii concrete şi sigure, conform căreia ar putea avea loc un eveniment care ar deteriora în mod semnificativ livrările;

PANU – vor informa OTS, AC şi ANRE asupra oricărei informaţii concrete şi sigure, conform căreia se înregistrează o cerere excepţional de mare sau o întrerupere semnificativă a furnizării sau al unei afectări semnificative a situaţiei livrărilor, deşi toate măsurile bazate pe mecanismele pieţei au fost implementate, iar oferta de gaze este insuficientă pentru a satisface cererea rămasă neacoperită.

Autoritatea Competentă

PAT – va centraliza informaţiile concrete şi sigure, conform cărora ar putea avea loc un eveniment care ar deteriora în mod semnificativ livrările;

– va analiza împreună cu OTS şi ANRE informaţiile notificate referitoare la evenimentele care ar deteriora în mod semnificativ livrările
– după caz, va declara nivelul de alertă timpurie

PA – va centraliza informaţiile concrete şi sigure, conform cărora se înregistrează o întrerupere a aprovizionării sau dacă se înregistrează o cerere excepţional de mare care afectează în mod semnificativ situaţia livrărilor, dar piaţa este încă în măsură să gestioneze situaţia respectivă fără a fi nevoie să se recurgă la măsuri care nu se bazează pe piaţă
– va analiza împreună cu OTS şi ANRE informaţiile notificate referitoare la evenimentele care determină înregistrarea unei întreruperi a aprovizionării sau se înregistrează o cerere excepţional de mare care afectează în mod semnificativ situaţia livrărilor, dar piaţa este încă în măsură să gestioneze situaţia respectivă fără a fi nevoie să se recurgă la măsuri care nu se bazează pe piaţă
– după caz, va declara nivelul de alertă

PANU – va centraliza informaţiile concrete şi sigure, conform cărora se înregistrează o cerere excepţional de mare sau o întrerupere semnificativă a furnizării sau al unei afectări semnificative a situaţiei livrărilor.
– va analiza împreună cu OTS şi ANRE informaţiile notificate referitoare la evenimentele care determină înregistrarea unei cereri excepţional de mari sau o întrerupere semnificativă a furnizării sau al unei afectări semnificative a situaţiei livrărilor.
– dacă toate măsurile bazate pe mecanismele pieţei au fost implementate, dar oferta de gaze este insuficientă pentru a satisface cererea rămasă neacoperită, va declara nivelul de urgenţă

Acţiuni în cadrul nivelui Alertă Timpurie:

Producători gaze naturale
-  vor informa OTS, AC şi ANRE cu privire la modul de realizare a obligaţiilor
  
  PLAN DE URGENŢĂ
  
  legale şi contractuale pe perioada nivelului de alertă timpurie
  
  Operatori înmagazinare
-  vor informa OTS, AC şi ANRE cu privire la modul de realizare a obligaţiilor legale şi contractuale pe perioada nivelului de alertă timpurie
  
  Operator transport şi de sistem
-  va informa AC şi ANRE cu privire la modul de realizare a obligaţiilor legale şi contractuale pe perioada nivelului de alertă timpurie
  
  Operatori sistem de distribuţie
-  vor informa OTS, AC şi ANRE cu privire la modul de realizare a obligaţiilor legale şi contractuale pe perioada nivelului de alertă timpurie
  
  Producători de energie electrică şi termică
-  vor informa OTS, AC şi ANRE cu privire la modul de realizare a obligaţiilor legale şi contractuale, referitoare la gaze naturale, pe perioada nivelului de alertă timpurie
  
  Furnizori de gaze naturale
-  vor informa OTS, AC şi ANRE cu privire la modul de realizare a obligaţiilor legale şi contractuale pe perioada nivelului de alertă timpurie
  
  Autoritatea Competentă
-  va notifica CE cu privire la activarea mecanismului de alertă timpurie
-  va monitoriza, împreună şi cu sprijinul OTS şi ANRE, modul de îndeplinire a obligaţiilor legale şi contractuale care revin fiecărei întreprinderi din sectorul gazelor naturale
-  în baza informaţiilor furnizate de întreprinderile din sectorul gazelor naturale şi/sau autorităţile publice va declara, după caz, încetarea nivelului de alertă timpurie
-  în baza informaţiilor furnizate de întreprinderile din sectorul gazelor naturale şi/sau autorităţile publice poate declara, după caz, nivelul de alertă.
  
  Acţiuni în cadrul nivelului de Alertă:
  
  Producătorii de gaze naturale:
-  vor informa OTS, AC şi ANRE cu privire la modul de realizare a obligaţiilor legale şi contractuale pe perioada nivelului de alertă
  
  Operatori înmagazinare
-  vor informa OTS, AC şi ANRE cu privire la modul de realizare a obligaţiilor legale şi contractuale pe perioada nivelului de alertă
  
  Operator transport şi de sistem
  
  PLAN DE URGENŢĂ
-  va informa AC şi ANRE cu privire la modul de realizare a obligaţiilor legale şi contractuale pe perioada nivelului de alertă timpurie
  
  Operatori sistem de distribuţie
-  vor informa OTS, AC şi ANRE cu privire la modul de realizare a obligaţiilor legale şi contractuale pe perioada nivelului de alertă
  
  Producători de energie electrică şi termică
-  vor informa DEN, OTS, AC şi ANRE cu privire la modul de realizare a obligaţiilor legale şi contractuale, referitoare la gaze naturale, pe perioada nivelului de alertă timpurie
  
  Furnizori de gaze naturale
-  vor informa OTS, AC şi ANRE cu privire la modul de realizare a obligaţiilor legale şi contractuale pe perioada nivelului de alertă
  
  Autoritatea Competentă
-  va monitoriza împreună cu OTS şi ANRE modul de îndeplinire a obligaţiilor legale şi contractuale care revin fiecărei întreprinderi din sectorul gazelor naturale
-  va notifica CE cu privire la activarea mecanismului de alertă
-  în baza informaţiilor furnizate de întreprinderile din sectorul gazelor naturale şi/sau autorităţile publice poate declara, după caz, nivelul de urgenţă.
  
  Acţiuni în cadrul nivelului de Urgenţă:
  
  Producători gaze naturale
-  vor informa OTS, AC şi ANRE cu privire la modul de realizare a obligaţiilor legale şi contractuale pe perioada nivelului de urgenţă
  
  Operatori înmagazinare
-  vor informa OTS, AC şi ANRE cu privire la modul de realizare a obligaţiilor legale şi contractuale pe perioada nivelului de urgenţă
  
  Operator transport şi de sistem
-  va informa OTS, AC şi ANRE cu privire la modul de realizare a obligaţiilor legale şi contractuale pe perioada nivelului de urgenţă
  
  Operatori sistem de distribuţie
-  vor informa OTS, Autoritatea Competentă şi ANRE cu privire la modul de realizare a obligaţiilor legale şi contractuale pe perioada nivelului de urgenţă
  
  Producători de energie electrică şi termică
-  vor informa DEN, OTS, AC şi ANRE cu privire la modul de realizare a
  
  PLAN DE URGENŢĂ
  
  obligaţiilor legale şi contractuale, referitoare la gaze naturale, pe perioada nivelului de urgenţă
  
  Furnizori de gaze naturale
-  vor informa OTS, AC şi ANRE cu privire la modul de realizare a obligaţiilor legale şi contractuale pe perioada nivelului de urgenţă
  
  Autoritatea Competentă
-  va monitoriza împreună şi cu sprijimul OTS şi ANRE modul de îndeplinire a obligaţiilor legale şi contractuale cere revin fiecărei întreprinderi din sectorul gazelor naturale
-  va notifica CE cu privire la activarea nivelului de urgenţă
-  va dispune, în condiţiile prevederilor legale, orice măsură necesară şi utilă pentru gestionarea nivelului de urgenţă, respectiv a uneia sau mai multora dintre măsurile identificate la punctul 8 din prezentul plan
-  va notifica, în timp util, ANRE şi OTS, precum şi întreprinderile din sectorul gazelor naturale asupra oricărei măsuri dispuse pentru gestionarea nivelului de urgenţă
-  va solicita OTS, precum şi întreprinderilor din sectorul gazelor naturale, să acţioneze conform prevederilor legale şi măsurilor din prezentul plan, dispuse pentru gestionarea nivelului de urgenţă
-  va notifica CE asupra oricărei măsuri dispuse pentru gestionarea nivelului de urgenţă

Alte responsabilităţi ale întreprinderilor din sectorul gazelor naturale şi ale producătorilor de energie electrică şi termică se regăsesc în Anexa II A – Rolul şi responsabilităţile întreprinderilor din sectorul gazelor naturale şi ale producătorilor de energie electrică şi termică.

6. Managerul de criză

Managerul de criză este Autoritatea Competentă care are atribuţii în asigurarea securităţii în aprovizionarea cu gaze naturale, respectiv Ministerul Energiei.

Date de contact Autoritate Competentă:

adresă: Splaiul Independenţei, nr. 202 E, sector 6, Bucureşti e-mail: gas_supply@energie.gov.ro

Autoritatea Competentă poate institui prin decizie o echipă de criză pentru gestionarea situaţiilor de urgenţă.

În echipa de criză, cu acordul prealabil al întreprinderilor din sectorul gazelor naturale şi autorităţilor publice centrale, pot face parte şi câte un reprezentant desemnat al acestora.

PLAN DE URGENŢĂ
7. Măsuri reglementate de prevederi legale, necesare asigurării securităţii aprovizionării cu gaze naturale

Utilizarea contratelor de furnizare care pot fi întrerupte

Prevedere legală: art. 100, pct. 30 din Legea nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare

Clientul întreruptibil de siguranţă reprezintă clientul final care prin reducerea consumului său până la oprire contribuie la menţinerea securităţii în aprovizionarea cu gaze naturale într-o situaţie de urgenţă. Reglementarea regimului juridic aplicabil clientului întreruptibil de siguranţă, se realizează prin hotărâre a Guvernului elaborată la propunerea ministerului de resort în calitate de autoritate competentă.

Furnizorii au obligaţia să asigure cantităţile de gaze naturale necesare continuării aprovizionării prin acoperirea consumului clienţilor protejaţi în virtutea prevederilor legislaţiei europene şi legislaţiei naţionale din domeniu. Aceste contracte nu pot fi întrerupte.

Restul cantităţilor de gaze naturale achiziţionate de furnizori, rămase după acoperirea consumului clienţilor protejaţi, vor fi puse la dispoziţia clienţilor finali care nu fac parte din categoria clienţilor protejaţi.

Stocul minim de gaze naturale pe care fiecare titular al licenJei de furnizare a gazelor naturaleare obligaJia de a-l constitui în depozitele de înmagazinare subterană

Prevedere legală:

Ordinul ANRE nr. 35/2016, pentru aprobarea Metodologiei privind determinarea anuală a nivelului stocului minim de gaze naturale pentru titularii licenţelor de furnizare de gaze naturale şi pentru titularii licenţelor de operare a sistemelor de transport al gazelor naturale

Decizia ANRE nr. 1.671/17.10.2018 privind stabilirea nivelului stocului minim de gaze naturale pe care fiecare titular al licenţei de furnizare a gazelor naturale are obligaţia de a-l constitui în depozitele de înmagazinare subterană pană la data de 31 octombrie 2018

Decizia ANRE nr. 730/10.05.2018 privind stabilirea nivelului stocului minim de gaze naturale pentru titularul licenţei de operare a sistemului de transport al gazelor naturale SNTGN TRANSGAZ SA

Astfel:
- – titularii licenţelor de furnizare de gaze naturale au obligaţia de a constitui în depozitele de înmagazinare subterană un stoc minim de gaze naturale, în fiecare an, până la data de 31 octombrie inclusiv;
- – titularul licenţei de operare a sistemului de transport al gazelor naturale SNTGN TRANSGAZ SA are obligaţia să deţină în fiecare an un stoc minim în depozitele de înmagazinare gaze naturale, în vederea asigurării echilibrului fizic al sistemelor de transport al gazelor naturale în perioada sezonului rece.
Pentru ciclul de înmagazinare 2018-2019, prin Decizia Preşedintelui ANRE nr. 1.671/17.10.2018 privind stabilirea nivelului stocului minim de gaze naturale pe care fiecare titular al licenţei de furnizare a gazelor naturale are obligaţia de a-l constitui în depozitele de înmagazinare subterană

PLAN DE URGENŢĂ

pană la data de 31 octombrie 2018, a fost aprobat nivelul stocului minim de gaze naturale la nivel naţional pentru titularii licenţelor de furnizare care asigură aprovizionarea cu gaze naturale a clienţilor finali, pentru ciclul de înmagazinare 2018-2019, la un nivel de 21.361.818,260 MWh, defalcat după cum urmează:
1. a) stoc aferent categoriei de clienţi finali casnici – 9.054.583,253 MWh;
2. b) stoc aferent categoriei de clienţi finali producători de energie termică, numai pentru cantităţile de gaze naturale utilizate la producerea de energie termică în centralele de cogenerare şi în centralele termice destinate consumului populaţiei – 3.538.781,329 MWh ;
3. c) stoc aferent categoriei de clienţi finali noncasnici – 8.768.453,678 MWh .
SNTGN TRANSGAZ are obligaţia să deţină în depozitele de înmagazinare subterană, pînă la data de 31 octombrie 2018, un stoc minim la un nivel de 245.726.235 MWh.

Depozite comerciale – alocarea capacităJilor disponibile

Prevedere legală: Decizia ANRE nr. 824/2004 pentru aprobarea Regulamentului privind accesul reglementat la depozitele de înmagazinare subterană a gazelor naturale

Alocarea capacităţilor de înmagazinare se face de către operatorii de înmagazinare, în baza unei metodologii, stabilite în conformitate cu prevederile Deciziei ANRE nr. 824/2004.

Operatorii de înmagazinare acordă accesul solicitanţilor, după următoarele criterii:
1. a) ordinea de prioritate:
  1. 1. operatorului SNT – pentru cantităţile de gaze naturale necesare asigurării permanente a echilibrului fizic al SNT;
  2. 2. producătorilor – pentru cantităţile de gaze naturale necesare desfăşurării proceselor tehnologice;
  3. 3. furnizorilor – pentru cantităţile de gaze naturale necesare asigurării continuităţii în aprovizionarea cu gaze naturale a clienţilor ;
  4. 4. consumatorilor eligibili – pentru cantităţile de gaze naturale necesare asigurării consumului propriu, furnizorilor de pe piaţa angro, altor solicitanţi;
2. b) „primul venit – primul servit”: în cadrul fiecărui nivel de prioritate prevăzut la lit. a) operatorii de înmagazinare vor realiza alocarea capacităţilor în ordinea înregistrării cererilor.
Furnizarea gazelor naturale la clienJi finali

Prevedere legală: Ordinul ANRE nr. 29/2016 pentru aprobarea Regulamentului privind furnizarea gazelor naturale la clienţii finali

Conform prevederilor Ordinul ANRE nr. 29/2016 pentru aprobarea Regulamentului privind furnizarea gazelor naturale la clientii finali, părţile din contractele de furnizare a gazelor naturale şi operatorii de sistem au obligaţia să ducă la îndeplinire prevederile ordinului, iar ANRE va urmări respectarea acestora. Regulamentul privind furnizarea gazelor naturale la clienţii finali stabileşte cadrul de reglementare pentru desfăşurarea activităţii de furnizare a gazelor naturale la locurile de consum ale clienţilor finali, respectiv relaţiile dintre furnizori şi clienţii finali de gaze naturale, precum şi relaţiile conexe cu operatorii economici, titulari de licenţe de operare, referitoare la derularea contractului de furnizare a gazelor naturale. Regulamentul se aplică clienţilor finali de gaze naturale, furnizorilor de gaze naturale şi operatorilor economici, titulari de licenţă de operare, pentru asigurarea condiţiilor necesare furnizării gazelor naturale la locurile de consum ale clienţilor finali.

PLAN DE URGENŢĂ

Furnizorul de gaze naturale este responsabil în relaţia cu clientul final pentru calitatea activităţii de furnizare a gazelor naturale, în conformitate cu prevederile contractului de furnizare. Calitatea activităţii de furnizare cuprinde: calitatea comercială, calitatea gazelor naturale furnizate şi continuitatea în furnizarea gazelor naturale contractate.

Calitatea comercială reflectă relaţia dintre furnizorul de gaze naturale şi clientul său final în legătură cu serviciile aferente furnizării gazelor naturale.

Furnizorul de gaze naturale are obligaţia să asigure clientului final calitatea tuturor serviciilor pe care le efectuează în relaţia cu acesta.

Furnizorul de gaze naturale are obligaţia de a asigura clienţilor finali continuitatea în furnizare gazelor naturale contractate, cu excepţia clienţilor întreruptibili, conform prevederilor legale.

Furnizorul de gaze naturale are obligaţia să asigure înmagazinarea gazelor naturale, conform reglementărilor ANRE, şi să încheie contracte de achiziţie a gazelor naturale, astfel încât să asigure acoperirea consumului clienţilor săi.

Conform prevederilor Regulamentului privind furnizarea gazelor naturale la clienţi finali, întreruperile în furnizarea gazelor naturale pot fi:
1. a) întreruperi planificate, situaţie în care furnizarea gazelor naturale la clienţii finali este întreruptă temporar, ca urmare a necesităţii efectuării de către operatorul de sistem a unor lucrări de întreţinere şi/sau reparaţii conform unui program planificat, cu notificarea prealabilă a clienţilor finali;
2. b) întreruperi neplanificate, situaţie în care furnizarea gazelor naturale la clienţii finali este întreruptă temporar, ca urmare a unei situaţii de urgenţă sau altei cauze neplanificate;
3. c) întreruperi pentru nerespectare de către client a obligaţiilor sale.
Furnizarea de utima instanJă a gazelor naturale

Prevedere legală: art. 144 din Legea nr. 123 din 2012

Furnizorul de ultimă instanţă are obligaţia de a asigura furnizarea gazelor naturale clienţilor finali, în conformitate cu reglementările ANRE, la preţuri reglementate de ANRE.

Furnizorul de ultimă instanţă are obligaţia de a furniza, conform reglementărilor emise de ANRE, gaze naturale clienţilor finali al căror furnizor se află în situaţia de a i se retrage licenţa de furnizare în cursul desfăşurării activităţii sau în orice altă situaţie identificată de ANRE în care clienţii finali nu au asigurată furnizarea de gaze naturale din nicio altă sursă.
8. Măsuri care nu au la bază mecanismele pieJei destinate asigurării securităţii aprovizionării cu gaze natural în situaţii de criză, nivelul de urgenţă – conform Anexei VIII a Regulamentului (UE) nr. 1938/2017
- – utilizarea obligatorie a stocurilor de produse petroliere (constituite în baza Legii nr. 85/2018 privind constituirea şi menţinerea unui nivel minim de rezerve de ţiţei şi de produse petroliere, cu modificările şi completările ulterioare), de către producătorii de energie electrică şi termică care pot trece pe combustibili alternativi;
- – utilizarea obligatorie a energiei electrice generate din alte surse decât gazele naturale;
- – creşterea obligatorie a nivelurilor de producţie de gaz;
  
  PLAN DE URGENŢĂ
- – utilizarea obligatorie a contractelor care pot fi întrerupte în cazul în care nu sunt utilizate pe deplin ca parte a măsurilor de piaţă;
- – întreruperea obligatorie a consumului.
În situaţia de criză, pe perioada nivelului de urgenţă, Autoritatea Competentă poate dispune următoarele măsuri:
1. a) utilizarea combustibililor alternativi (inclusiv prin utilizarea stocurilor de produse petroliere constituite în baza Legii nr. 85/2018 privind constituirea şi menţinerea unui nivel minim de rezerve de ţiţei şi de produse petroliere de către producătorii de energie electrică şi termică care pot utiliza astfel de combustibili, în concordanţă cu prevederile HG nr. 773/ 2018 pentru aprobarea măsurilor privind nivelul de siguranţă şi securitate în funcţionare a Sistemului electroenergetic national, precum şi măsurile în legătură cu realizarea stocurilor de siguranţă ale Sistemului electroenergetic national în ceea ce priveşte combustibilii şi volumul de apă din lacurile de acumulare pentru perioada 1 noiembrie 2018-31 martie 2019;
2. b) furnizorii care nu au încheiate contracte cu clienţi protejaţi vor pune la dispoziţia furnizorilor care au în portofoliu clienţi protejaţi şi/sau clienţilor protejaţi cantităţile de gaze naturale necesare acoperirii consumului acestora;
3. c) furnizorii care au încheiate contracte cu clienţi protejaţi şi care dispun de gaze naturale suplimentare consumului clienţilor protejaţi din portofoliul propriu vor pune la dispoziţia altor furnizori care au în portofoliu clienţi protejaţi şi/sau clienţilor protejaţi cantităţile de gaze naturale necesare acoperirii consumului acestora;
4. d) aplicarea măsurilor prevăzute în Anexa II B de la prezentul Plan de urgenţă – Măsuri privind identificarea clienţilor întreruptibili de siguranţă şi utilizarea acestora în situaţii de criză, nivel de urgenţă.
9. Glosar de termeni

AC – Autoritate Competentă – Ministerul Energiei, prin intermediul Serviciului Autoritatea Competentă Aprovizionare Gaze Naturale

Regulamentul {UE) nr. !938/20!7 – Regulamentul (UE) nr. 1938/2017 al Parlamentului European şi al Consiliului din 25 octombrie 2017 privind măsurile de garantare a siguranţei furnizării de gaze şi de abrogare a Regulamentului (UE) nr. 994/2010

Regulamentul (UE) nr. 994/2010 – Regulamentul UE nr. 994/2010 al Parlamentului European şi al Consiliului din 20 octombrie 2010 privind măsurile de garantare a securităţii aprovizionării cu gaze naturale şi de abrogare a Directivei 2004/67/CE a Consiliului

ME – Ministerul Energiei

Legea nr. 123/2012 – Legea energiei electrice şi a gazelor naturale, publicată în Monitorul Oficial al României, Partea I, nr. 485 din 16 iulie 2012, cu modificările şi completările ulterioare

ANRE – Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei

ANRGN – Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Gazelor Naturale

PLAN DE URGENŢĂ

SNTGN Transgaz – Societatea Naţională de Transport Gaze Naturale "Transgaz" – S.A. Mediaş

SNT – Sistemul Naţional de Transport gaze naturale

SD – sistem distribuţie gaze naturale DEN – Dispeceratul Energetic Naţional CE – Comisia Europeană

OTS – operatorul de sistem şi de transport

OSD – operator sistem de distribuţie

UR – utilizator reţea sistem de transport gaze naturale

Anexa II A – Rolul şi responsabilităţile întreprinderilor din sectorul gazelor naturale şi ale producătorilor de energie electrică şi termică, conform prevederilor legale în vigoare

1. Producători de gaze naturale

Prevedere legală: art.124 alin. 1) din Legea nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare

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

Prevedere legală: art.142 alin 1) din Legea nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare

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

PLAN DE URGENŢĂ

Prevedere legală: art.130 alin 1) din Legea nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare

Operatorul de transport şi de sistem are, în principal, obligaţia respectării următoarelor:
1. a) să opereze sistemul de transport şi să asigure echilibrul fizic rezidual al acestuia, respectiv programarea, dispecerizarea şi funcţionarea sistemului de transport în condiţii de siguranţă;
2. b) să întreţină, să reabiliteze, să modernizeze şi să dezvolte sistemul de transport în condiţii de siguranţă, de eficienţă şi de protecţie a mediului;
3. c) să realizeze, să întreţină şi să dezvolte un sistem informatic de monitorizare, comandă şi achiziţie de date, care să permită monitorizarea şi conducerea operativă a funcţionării sistemului de transport al gazelor naturale;
4. d) să asigure accesul terţilor la sistemul de transport, conform unor reglementări specifice, în condiţii nediscriminatorii, în limitele capacităţilor de transport şi cu respectarea regimurilor tehnologice;
  
  d/1) să elaboreze şi să transmită ANRE, în vederea aprobării şi publicării acestora, metodologii utilizate pentru calcularea sau stabilirea clauzelor şi a condiţiilor privind accesul la infrastructurile transfrontaliere, inclusiv proceduri de alocare de capacitate şi de gestionare a congestiilor;
5. e) să asigure racordarea terţilor la sistemul de transport, conform unor reglementări specifice, în limitele capacităţilor de transport şi cu respectarea regimurilor tehnologice;
  
  e/1) să extindă, până în decembrie 2021, reţeaua de conducte, până la intrarea în localităţile atestate ca staţiuni turistice de interes naţional, respectiv local, când aceste localităţi se află la o distanţă de maximum 25 km de punctele de racordare ale operatorilor de transport şi de sistem;
  
  e/2) să acorde prioritate racordării la reţeaua de gaze naturale în cazul investiţiilor noi, generatoare de locuri de muncă;
6. f) să desfăşoare activităţi conexe celei de operare a sistemului, conform reglementărilor specifice aprobate de ANRE, în limitele drepturilor conferite prin condiţiile de valabilitate asociate licenţei;
7. g) să elaboreze şi să aplice regimurile optime de transport şi de livrare pentru cantităţile de gaze naturale notificate de utilizatorii de reţea, pentru o anumită perioadă, conform contractelor încheiate;
8. h) să elaboreze şi să actualizeze acordurile tehnice de exploatare în zona de graniţă şi să le transmită spre avizare ANRE, anterior intrării în vigoare;
9. i) să întocmească şi să urmărească bilanţul de gaze naturale intrate în sistem şi, respectiv, ieşite din sistem, conform reglementărilor ANRE;
10. j) să deţină în depozitele subterane sau să asigure achiziţia de gaze, inclusiv din import, pentru cantităţile necesare operării şi asigurării echilibrului fizic al sistemului de transport, conform reglementărilor specifice aprobate de ANRE;
11. k) să asigure odorizarea gazelor naturale la ieşirea din SNT, corespunzător reglementărilor propuse de operatorul de transport şi de sistem şi aprobate de ANRE;
12. l) să elaboreze la solicitarea ANRE şi să transmită spre aprobare ANRE metodologiile de tarifare aferente desfăşurării activităţii de furnizare de servicii de echilibrare;
13. m) să realizeze schimbul de informaţii cu alţi operatori de transport şi de sistem interconectaţi, cu operatori de înmagazinare GNL şi de distribuţie şi cu alţi colaboratori în domeniul energetic, cu respectarea reglementarilor ENTSO-G privind protocoalele de schimb de informaţii, rapoartele, structura şi procedurile de acces la bazele de date;
14. n) să realizeze servicii de sistem necesare pentru accesul şi exploatarea reţelelor de transport;
  
  PLAN DE URGENŢĂ
15. o) să elaboreze reglementări specifice necesare pentru realizarea activităţii de conducere operativă, cu consultarea participanţilor la piaţa de gaze naturale, pe care le supune spre aprobare ANRE;
16. p) să elaboreze studii, programe şi lucrări privind dezvoltarea sistemului de transport al gazelor naturale;
17. q) să asigure alocarea capacităţilor pe conductele de interconectare cu respectarea Regulamentului (CE) nr. 715/2009;
18. r) să asigure aplicarea regulilor privind managementul congestiilor, inclusiv pe conductele de interconectare, precum şi a normelor de atribuire a capacităţilor de pe aceste conducte;
19. s) să organizeze şi să administreze piaţa de echilibrare a gazelor naturale;
  
  ş) să asigure exploatarea staţiilor de preluare a gazelor naturale din conductele din amonte sau din sistemele de înmagazinare în sistemul de transport, precum şi a staţiilor de predare a gazelor naturale către sistemele de distribuţie, clienţii finali sau sistemele de înmagazinare;
20. t) să asigure mijloacele adecvate pentru îndeplinirea obligaţiilor privind serviciul public;
  
  ţ) să păstreze confidenţialitatea informaţiilor sensibile din punct de vedere comercial pe care le-a obţinut în cursul desfăşurării activităţilor sale şi împiedică dezvăluirea discriminatorie de informaţii referitoare la propriile activităţi care ar putea induce avantaje economice; în special, nu divulgă nicio informaţie sensibilă din punct de vedere comercial către celelalte părţi ale operatorului economic decât în cazul în care acest lucru se impune în vederea încheierii unei tranzacţii comerciale;
21. u) să achiziţioneze energia pe care o utilizează pentru realizarea activităţilor sale în conformitate cu proceduri transparente, nediscriminatorii şi bazate pe reguli de piaţă.
4. Operatori sistem de distribuJie

Prevedere legală: art.138, alin 1) din Legea nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare

Operatorul de sistem de distribuţie are, în principal, obligaţia respectării următoarelor:
1. a) să opereze, să întreţină, să repare, să modernizeze şi să dezvolte sistemul de distribuţie în condiţii de siguranţă, eficienţă economică şi de protecţie a mediului, activităţile urmând a fi desfăşurate în baza autorizaţiilor specifice pentru proiectare şi execuţie a sistemelor de distribuţie a gazelor naturale, iar operarea urmând să se desfăşoare în baza licenţei de distribuţie;
2. b) să asigure odorizarea gazelor naturale corespunzător reglementărilor aprobate de ANRE, în baza contractelor de prestări de servicii încheiate cu operatorul din amonte, şi, acolo unde este cazul, prin odorizare suplimentară în sistemul de distribuţie;
3. c) să realizeze interconectări cu alte sisteme, după caz, şi să asigure capacitatea sistemului de distribuţie pe termen lung;
4. d) să asigure accesul terţilor la sistemele de distribuţie, în condiţii nediscriminatorii, în limitele capacităţilor de distribuţie, cu respectarea regimurilor tehnologice, conform reglementărilor specifice elaborate de ANRE;
  
  d/1) să asigure racordarea terţilor la sistemul de distribuţie, conform unor reglementări specifice, în limitele capacităţilor de distribuţie şi cu respectarea regimurilor tehnologice;
5. e) să întocmească şi să urmărească bilanţul de gaze naturale intrate şi, respectiv, ieşite din sistemul propriu;
6. f) să evite subvenţia încrucişată între categoriile de clienţi finali cu privire la repartizarea costurilor;
  
  PLAN DE URGENŢĂ
7. g) să preia pentru o perioadă determinată, dar nu mai mult de 2 ani, la solicitarea şi conform reglementărilor ANRE, operarea unui sistem de distribuţie în cazul în care operatorului iniţial i-a fost retrasă licenţa de distribuţie sau a fost reziliat contractul de concesiune;
8. h) să asigure echilibrul permanent al sistemului operat;
9. i) să asigure condiţiile de securitate în alimentarea cu gaze naturale;
10. j) să desfăşoare activităţi conexe celei de operare a sistemului, conform reglementărilor specifice elaborate de ANRE, în limitele stabilite prin condiţiile de valabilitate asociate licenţei;
11. k) să elaboreze şi să trimită ANRE pentru aprobare planuri de investiţii care se fundamentează pe baza studiilor de perspectivă, realizate pe o durată de minimum 5 ani, prin consultare, după caz, cu operatorul de transport şi de sistem şi cu autorităţile locale din zona de licenţă; studiile de perspectivă se transmit la ANRE cu minimum 6 luni înainte de începerea unei perioade de reglementare.
5. Furnizori de gaze naturale

Prevedere legală: art.143, alin 1) din Legea nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare

Furnizorul de gaze naturale are, în principal, obligaţia respectării următoarelor:
1. a) să încheie contracte de achiziţie a gazelor naturale, astfel încât să asigure acoperirea consumului pentru clienţii săi;
  
  a/1) să achiziţioneze gazele naturale pe care le furnizează clienţilor casnici, în condiţii de minimizare a costului resurselor alocate, pe baza unor proceduri proprii care să asigure caracterul transparent al procesului de achiziţie a gazelor naturale şi, în acelaşi timp, tratamentul egal şi nediscriminatoriu al persoanelor care participă la procedura de achiziţie a gazelor naturale, în calitate de ofertanţi;
2. b) să plătească contravaloarea gazelor naturale achiziţionate, conform contractelor încheiate;
3. c) să desfăşoare activitatea de furnizare a gazelor naturale pe bază de contracte comerciale încheiate conform reglementărilor ANRE;
4. d) să respecte standardele de performanţă pentru activitatea de furnizare a gazelor naturale;
5. e) să pună prompt şi în mod gratuit la dispoziţia clienţilor finali datele relevante privind consumul, utilizând la cererea acestora formatul de prezentare uşor de înţeles, armonizat la nivel naţional, stabilit de către ANRE;
6. f) să înfiinţeze puncte unice de contact pentru informarea clienţilor finali cu privire la drepturile acestora, la legislaţia în vigoare şi la căile de soluţionare a litigiilor în cazul unor cereri, plângeri, sesizări, reclamaţii sau contestaţii. Punctul unic de contact este constituit dintr- un punct central care coordonează punctele de informare regională/locală, ce sunt uşor accesibile, iar în cazul clienţilor casnici acestea să fie situate la distanţă de maximum 50 km de locul de consum şi să ofere clienţilor finali informaţii în mod gratuit;
7. g) să permită clienţilor, în mod gratuit, schimbarea efectivă a furnizorului de gaze naturale în termen de 21 de zile de la data solicitării şi să transmită acestora un decont final de lichidare, în termen de maximum 42 de zile de la schimbarea furnizorului;
8. h) să încheie cu clienţii finali contracte care prevăd condiţii contractuale echitabile şi cel puţin informaţiile prevăzute la art. 145 alin. (4) lit. b) şi să transmită gratuit clientului final o copie a contractului înainte de încheierea sau confirmarea încheierii acestuia. Atunci când contractul este încheiat prin intermediari, informaţiile prevăzute la art. 145 alin. (4) lit. b) sunt oferite, de asemenea, înainte de încheierea contractului;
  
  PLAN DE URGENŢĂ
9. i) să notifice clienţii finali în mod corespunzător cu privire la orice intenţie de modificare a clauzelor contractuale, precum şi cu privire la orice majorare a preţului/tarifului practicat, după caz, în mod direct şi în timp util, dar nu mai târziu de sfârşitul primei perioade normale de facturare care urmează intrării în vigoare a majorării, într-un mod transparent şi uşor de înţeles;
10. j) să informeze clienţii finali, în momentul notificării prevăzute la lit. i), cu privire la dreptul de a denunţa contractul, în cazul în care nu acceptă noile condiţii notificate;
11. k) să transmită clienţilor finali informaţii transparente privind preţurile/tarifele practicate, după caz, precum şi privind condiţiile generale de acces şi de utilizare a serviciilor oferite de către acesta;
12. l) să pună la dispoziţia clienţilor finali o gamă largă de modalităţi de plată, care nu creează discriminări nejustificate între clienţi. Sistemele de plată anticipată trebuie să fie echitabile şi să reflecte în mod adecvat consumul probabil. Orice diferenţă în ceea ce priveşte clauzele şi condiţiile sistemelor de plată trebuie să reflecte costurile suportate cu aceste sisteme de plată diferite. Condiţiile generale trebuie să fie echitabile şi transparente, prezentate într-un limbaj clar şi uşor de înţeles, şi nu includ bariere necontractuale în calea exercitării drepturilor clienţilor, ca de exemplu documentaţia contractuală excesivă;
13. m) să nu utilizeze practici comerciale incorecte sau înşelătoare;
14. n) să ofere clienţilor finali un standard ridicat de servicii şi de soluţionare a plângerilor;
15. o) să informeze clienţii racordaţi la obiectivele/sistemele din sectorul gazelor naturale cu privire la drepturile lor de a fi alimentaţi cu gaze naturale de o calitate specificată, la preţuri rezonabile, conform prevederilor legale în vigoare;
16. p) să informeze corespunzător clienţii finali cu privire la consumul lor efectiv de gaze naturale şi la costurile reale aferente, suficient de frecvent astfel încât aceştia să aibă posibilitatea să îşi ajusteze propriul consum de gaze naturale. Aceste informaţii se comunică la intervale de timp corespunzătoare, ţinându-se cont de capacitatea echipamentelor de măsurare ale clientului final şi de raportul cost-beneficiu al acestor măsuri, fără să se perceapă clienţilor finali costuri suplimentare pentru acest serviciu;
17. q) să înmagazineze gaze naturale la nivelurile necesare pentru asigurarea continuităţii în alimentarea cu gaze naturale a clienţilor săi, în conformitate cu prevederile legale în vigoare;
18. r) să nu denunţe unilateral contractele de furnizare de gaze naturale încheiate cu clienţii finali.
  
  Prevedere legală: art.144 din Legea nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare
  
  Furnizorul de gaze naturale de ultimă instanţă are, în principal, obligaţia respectării următoarelor:
  1. a) de a asigura furnizarea gazelor naturale clienţilor finali, în conformitate cu reglementările ANRE, la preţuri reglementate de ANRE;
  2. b) de a furniza, conform reglementărilor emise de ANRE, gaze naturale clienţilor finali al căror furnizor se află în situaţia de a i se retrage licenţa de furnizare în cursul desfăşurării activităţii sau în orice altă situaţie identificată de ANRE în care clienţii finali nu au asigurată furnizarea de gaze naturale din nicio altă sursă.
6. Producători de energie electrică şi termică

Prevedere legală: art. 28 din Legea nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare

Producătorul de energie electrică are, în principal, obligaţia respectării următoarelor:

PLAN DE URGENŢĂ
1. a) să asigure livrările de energie electrică şi serviciile tehnologice de sistem, cu respectarea condiţiilor impuse prin licenţe, clauze contractuale şi reglementări în vigoare;
2. b) în cazul unităţilor dispecerizabile să oferteze întreaga putere electrică disponibilă pe piaţa de echilibrare, definită conform reglementărilor emise de autoritatea competentă;
  
  b/1) să livreze furnizorilor de ultimă instanţă, în perioada 1 martie 2019-28 februarie 2022, energia electrică necesară asigurării consumului clienţilor casnici pentru care aplică tarife reglementate, în conformitate cu reglementările elaborate de ANRE;
3. c) să oferteze public şi nediscriminatoriu pe piaţa concurenţială întreaga energie electrică rămasă disponibilă după îndeplinirea obligaţiei prevăzute la lit. b/1).
4. d) să oferteze nediscriminatoriu serviciile tehnologice de sistem;
5. e) să nu transmită la operatorul de transport şi de sistem notificări fizice în dezechilibru negativ faţă de contractele pe care le au încheiate, cu excepţia producătorilor care beneficiază de scheme de sprijin, conform prevederilor prezentului titlu;
6. f) să menţină o rezervă de combustibil la un nivel suficient sau, după caz, o rezervă suficientă de apă, pentru asigurarea siguranţei SEN şi pentru îndeplinirea obligaţiilor de producţie şi furnizare continuă a energiei electrice, care se remunerează conform cu reglementările în vigoare;
7. g) să se conformeze, din punct de vedere operativ, cerinţelor operatorului de transport şi de sistem şi să înfiinţeze, după caz, trepte proprii de conducere operativă;
8. h) să transmită autorităţii competente un raport anual de activitate, conform reglementărilor în vigoare, chiar în condiţiile în care nu deţine licenţa de producere sau capacităţile sunt transferate altui operator economic.

ANEXA II B – Măsuri privind identificarea şi activarea clienţilor întreruptibili de siguranţă

În conformitate cu definiţia prevăzută în Legea nr. 123/2012, cu modificările şi completările ulterioare, clientul întreruptibil de siguranţă este „clientul final care prin reducerea consumului său până la oprire contribuie la menţinerea securităţii în aprovizionarea cu gaze naturale în situaţie de urgenţă. Reglementarea regimului juridic aplicabil clientului întreruptibil de siguranţă, precum şi orice alte măsuri de realizare a implementării Regulamentul UE nr. 994/2010 al Parlamentului European şi al Consiliului din 20 octombrie 2010 privind măsurile de garantare a securităţii aprovizionării cu gaze naturale şi de abrogare a Directivei 2004/67/CE a Consiliului se realizează prin hotărâre a Guvernului elaborată la propunerea ministerului de resort în calitate de autoritate competentă."

Ministerul Energiei a organizat o serie de întâlniri cu furnizorii relevanţi din sectorul gazier precum şi cu Transgaz, operatorul SNT în vederea identificării potenţialilor clienţi întreruptibili, conform contractelor încheiate şi a analizelor interne ale operatorilor privind profilul de consum al clienţilor din portofoliul propriu. Pragul de consum considerat relevant pentru întreruptibilitate a fost stabilit la nivelul de 10.000 mc/h.

Având în vedere ponderea în piaţa internă de gaze naturale pe care o acoperă furnizorii E.ON, Engie România, Petrom şi Romgaz, au fost considerate relevante valorile raportate de către aceştia privind atât consumul, cât şi nominalizarea clienţilor finali potenţial întreruptibili din

PLAN DE URGENŢĂ

portofoliul propriu, care au solicitat o cantitate medie zilnică de gaze naturale mai mare de

10.000 mc/h, pentru perioada noiembrie 2018-martie 2019.

Au fost avute în vedere prevederile art.11 din Regulamentul 1938/2017, pentru declararea unei situţii de urgenţă, respectiv cele trei niveluri de criză principale încadrate în următoarele condiţii de temperaturi extreme: pentru o perioadă de vârf de şapte zile, constatate statistic o dată la 20 de ani; o perioadă de cel puţin 30 de zile în cazul afectării infrastructurii unice principale de gaze în condiţii de iarnă normale.

Astfel, Ministerul Energiei a centralizat următoarea listă cu clienţi întreruptibili de siguranţă:

– COLTERM CET Centru Timişoara
– DACIA MIOVENI
– CECC BRAZI, SPEE IERNUT (CET CUCI), S.C. AZOMUREŞ TÂRGU-MUREŞ, S.C.CHEMGAS SLOBOZIA. S.C. VIROMET VICTORIA
– ELECTROCENTRALE BUCUREŞTI, TERMOFICARE ORADEA, ELECTROCENTRALE CONSTANŢA, ELECTROCENTRALE GALAŢI

Ordinea în care va fi limitată/sistată furnizarea/distribuirea/transportul gazelor naturale este următoarea:
1. 1. consumatorii industriali indicaţi supra;
2. 2. ceilalţi consumatori, în limita combustibilului alternativ ce-l deţin în stoc sau care poate fi asigurat imediat;

Declararea apariţiei şi încetării nivelului de urgenţă al situaţiei de urgenţă se realizează prin Ordin al Ministrului Energiei, care va fi publicat pe pagina de internet a instituţiei şi pe paginile de internet ale furnizorilor, OTS şi OSD.

Pe perioada nivelului de urgenţă al situaţiei de urgenţă, furnizorii, OTS şi OSD au obligaţia ca la instrucţiunile AC să limiteze până la limita de avarie şi/sau să sisteze furnizarea/distribuţia/transportul gazelor naturale către clienţii întreruptibili de siguranţă.

După intrarea în vigoare a Ordinului Ministrului Energiei privind declararea nivelului de urgenţă al situaţiei de criză, furnizorii, OTS şi OSD vor notifica fiecărui client întreruptibil de siguranţă din portofoliul lor, în cel mult 12 ore, asupra declarării apariţiei nivelului de urgenţă al situaţiei de urgenţă. Prin notificare, clienţilor întreruptibili de siguranţă li se comunică şi măsurile ce vor fi aplicate în această situaţie.

Notificările transmise de către furnizori, OTS şi OSD trebuie să cuprindă cel puţin următoarele informaţii:

– denumirea clientului întreruptibil de siguranţă;
– punctul de ieşire din SNT/SD la care va opera limitarea/oprirea;
– locul de consum;
– cantitatea de gaze naturale care va fi limitată/sistată;
– ziua gazieră şi ora la care limitarea /sistarea va deveni efectivă;
– estimarea neangajantă a OTS şi a OSD cu privire la data probabilă a încetării nivelului de urgenţă al situaţiei de urgenţă.

După primirea notificării, clienţii întreruptibili de siguranţă au obligaţia reconsiderării în consecinţă a cererilor de consum către furnizorii lor.

OTS şi OSD vor monitoriza consumurile pe perioada nivelului de urgenţă al situaţiei de urgenţă şi vor informa operativ AC asupra situaţiei curente.

PLAN DE URGENŢĂ

În termen de maximum 12 de ore de la încetarea nivelului de urgenţă al situaţiei de criză, OTS/OSD va informa furnizorii şi clienţii întreruptibili de siguranţă cu privire la momentul reluării prestării serviciului de transport/distribuţie în condiţii normale, cu respectarea procedurilor şi a termenelor de nominalizare, renominalizare, transmitere a programului de transport şi alocare prevăzute în Codul reţelei.

Schema de utilizare a Clientului întreruptibil de siguranţă, în situaţie de criză, la nivel de urgenţă

OST

Flux fizic

Flux financiar

Furnizorul consumatorulu i întreruptibil de siguranţă

Consumator întreruptibil de siguranţă

Furnizori clienţi protejaţi

Combustibil alternativ

1. OST acţionează în conformitate cu prevederile Codului Reţelei, în privinţa echilibrării SNT
2. OST prognozează dezechilibrul şi notifică UR2 aflaţi în dezechlibru
3. Transgaz notifică UR1 cu privire la necesitatea punerii pe piaţă a volumului întreruptibil, pe platforma de echilibrare sau pe PZU sau Intra-day
4. UR2 au obligaţia de a achiziţiona volumele întreruptibile puse la dipoziţia pieţei de UR1 Clientul întreruptibil de siguranţă este notificat de UR1 (la solicitarea OST) pentru a trece pe combustibil alternativ, atunci când este posibil
5. UR2 are obligaţia de a identifica şi de a achiziţiona volumele necesare echilibrării sale, altele decât cele din sursa întreruptibilă, în max. 24 de ore
6. Dacă UR2 nu se conformează, disponibilul de volume întreruptibile vor fi achiziţionate de OST de la UR1, în vederea echilibrării, în conformitate cu prevederile Codului Reţelei

Ulterior, OST notifică UR1 privind reluarea furnizării către Clientul întreruptibil de siguranţă

Premergător procedurii de mai sus, UR1 are obligaţia să încheie un contract de furnizare cu Clientul întreruptibil de siguranţă, care să conţină clauzele de întreruptibilitate şi formula de remunerare a întreruptibilităţii (funcţie de recuperarea costurilor aferente achiziţiei de gaze de către Clientul întreruptibil de siguranţă, la care se adiţionează costul de achiziţie a combustibilului alternativ, dacă este cazul şi a eventualelor costuri suplimentare cauzate Clientului întreruptibil de siguranţă prin limitarea/sistarea furnizării de gaze naturale către acesta.)

UR1 se va asigura că preţul de valorificare a volumelor întreruptibile va corespunde cel puţin valorii remunerării Clientul întreruptibil de siguranţă.

	Redacția Lex24 Drept la Sursa!
	Articole Urmărește

	Redacția Lex24
	Publicat in Repertoriu legislativ, 10/12/2024

Informatii Document

!. Introducere

2. Cadru legal

3. Rezultatele Evaluării Riscurilor

4. Matricea Riscurilor

4. !. Scenarii de risc

Scenariul !: Defecţiuni pe direcţiile de transport din import

Scenariul 2: Defecţiuni tehnice în Sistemul Naţional de Transport

Scenariul 3: Dezechilibre în activitatea de înmagazinare a gazelor naturale

Scenariul 4: Condiţii meteo extreme

Scenariu 5: Sistarea furnizării de gaze naturale din Federaţia Rusă către UE

4.2. Standardele privind infrastructura

N-!{%)=!04,!% N-! � !00%

5. Măsurile de garantare a securităţii aprovizionării cu gaze naturale în România

6. Măsuri reglementate de prevederi legale, necesare asigurării securităţii aprovizionării cu gaze naturale

7. Informaţii privind starea sistemului gazier naţional

8. Măsuri referitoare la diversificarea surselor

9. Autoritatea Competentă

!0. Concluzii

!!. Glosar de termeni

AC – Autoritate Competentă – Ministerul Energiei, prin intermediul Serviciului Autoritatea Competentă Aprovizionare Gaze Naturale

Regulamentul !938/20!7 – Regulamentul (UE) nr. 2017/1938 al Parlamentului European şi al Consiliului din 25 octombrie 2017 privind măsurile de garantare a siguranţei furnizării de gaze şi de abrogare a Regulamentului (UE) nr. 994/2010

ME – Ministerului Energiei

Legea nr. !23/20!2 – Legea energiei electrice şi a gazelor naturale, publicată în Monitorul Oficial al României, Partea I, nr. 485 din 16 iulie 2012, cu modificările şi completările ulterioare

ANRE – Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei

ANRGN – Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Gazelor Naturale

SNT – Sistemul Naţional de Transport gaze naturale

CE – Comisia Europeană

UR – utilizator reţea sistem de transport gaze naturale

PLAN DE URGENŢĂ

PLAN DE URGENŢĂ

PLAN DE URGENŢĂ

PLAN DE URGENŢĂ

3. Niveluri de criză şi scenarii de risc

Scenariul !: Defecţiuni pe direcţiile de transport din import

Scenariul 2: Defecţiuni tehnice în Sistemul Naţional de Transport

PLAN DE URGENŢĂ

4. Informaţii referitoare la măsurile de garantare a securităţii aprovizionării cu gaze naturale în România

PLAN DE URGENŢĂ

PLAN DE URGENŢĂ

PLAN DE URGENŢĂ

PLAN DE URGENŢĂ

PLAN DE URGENŢĂ

PLAN DE URGENŢĂ

PLAN DE URGENŢĂ

PLAN DE URGENŢĂ

PLAN DE URGENŢĂ

7. Măsuri reglementate de prevederi legale, necesare asigurării securităţii aprovizionării cu gaze naturale

PLAN DE URGENŢĂ

PLAN DE URGENŢĂ

PLAN DE URGENŢĂ

9. Glosar de termeni

PLAN DE URGENŢĂ

Anexa II A – Rolul şi responsabilităţile întreprinderilor din sectorul gazelor naturale şi ale producătorilor de energie electrică şi termică, conform prevederilor legale în vigoare

PLAN DE URGENŢĂ

PLAN DE URGENŢĂ

PLAN DE URGENŢĂ

PLAN DE URGENŢĂ

PLAN DE URGENŢĂ

PLAN DE URGENŢĂ

ANEXA II B – Măsuri privind identificarea şi activarea clienţilor întreruptibili de siguranţă

PLAN DE URGENŢĂ

PLAN DE URGENŢĂ