PLAN DE ACȚIUNI PREVENTIVE din 25 ianuarie 2019privind măsurile de garantare a securității aprovizionării cu gaze naturale*1)
EMITENT
  • GUVERNUL ROMÂNIEI
  • Publicat în  MONITORUL OFICIAL nr. 95 bis din 6 februarie 2019



    Notă
    Aprobat prin Hotărârea Guvernului nr. 32/2019 publicată în Monitorul Oficial al României, Partea I nr. 95 din 06 februarie 2019
    *1) Conform art. 8 alin. (12) din Regulamentul (UE) nr. 1938/2017, Planul de urgență elaborat în temeiul Regulamentului (UE) nr. 994/2010, actualizat în conformitate cu regulamentul respectiv, rămâne în vigoare până la data stabilirii inițiale a planurilor de acțiuni preventive și a planurilor de urgență menționate la alin. (1) al acestui articol.  +  Cuprins1. Introducere2. Cadru legal3. Rezultatele Evaluării Riscurilor4. Matricea Riscurilor4.1. Scenarii de risc4.2. Standarde privind infrastructura5. Măsurile de garantare a securității aprovizionării cu gaze naturale în România5.1. Definirea clientului protejat în legislația națională5.2. Consumul de gaze naturale în România6. Măsuri reglementate de prevederi legale, necesare asigurării securității aprovizionării cu gaze naturale7. Informații privind starea sistemului gazier național8. Măsuri referitoare la diversificarea surselor9. Autoritatea Competentă10. Concluzii11. Glosar de termeni1. Introducere Planul de Acțiuni 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 piața gazelor naturale din România. Atribuția punerii în aplicare a măsurilor prevăzute de Regulamentul (UE) nr. 1938/2017 revine Ministerului Energiei, în calitate de Autoritate Competentă, potrivit prevederilor Cap. II art. 102 din Legea energiei și a gazelor naturale nr. 123/2012, cu modificările și completările ulterioare. Principalele teme abordate pe parcursul elaborării Planului au fost: matricea riscurilor, principalele scenarii de risc care pot influența semnificativ securitatea aprovizionării cu gaze naturale a României, și implicit a statelor membre din regiune, standardele privind infrastructura de gaze naturale, obligațiile impuse întreprinderilor din sectorul gazelor naturale în legătură cu funcționarea în siguranță a rețelei de gaze naturale și interconectările cu statele din regiune, membre sau nemembre ale Uniunii Europene. "Evaluarea Riscurilor" a demonstrat, prin conceptul N-1, că standardele privind infrastructura de gaze naturale sunt îndeplinite de România, prin calcularea formulei 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 excepțional de mare, constatată statistic o dată la 20 de ani, ca efect al unor temperaturi extrem de scăzute la nivelul întregii țări sau în zone însemnate ale țării.*2) *2) Temperatura minimă, mediată pe 7 zile consecutive, cu probabilitatea de revenire de o dată la 20 de ani, este în România de -19,0725°C (sursă: Ministerul Mediului, Administrația Națională de Meteorologie).2. Cadru legal Conform prevederilor art. 8 alin. (2) ale Regulamentului (UE) nr. 1938/2017, Autoritatea competentă a fiecărui stat membru, în urma consultării întreprinderilor din sectorul gazelor naturale, a organizațiilor relevante reprezentând interesele clienților casnici și industriali de gaze, inclusiv a producătorilor de energie electrică, a operatorilor de transport și de sistem de energie electrică și, în cazul în care aceasta este diferită de autoritatea competentă, a autorității naționale de reglementare stabilește:a) un plan de acțiuni preventive conținând măsurile necesare pentru a elimina sau a atenua riscurile identificate, inclusiv efectele măsurilor în favoarea eficienței energetice și ale măsurilor axate pe cerere analizate în evaluările comună și națională ale riscurilor și în conformitate cu art. 9;b) un plan de urgență conținând măsurile care trebuie luate pentru a elimina sau a atenua impactul unei perturbări a furnizării de gaze, în conformitate cu art. 10. De asemenea, conform considerentului (63) din Regulamentului (UE) nr. 1938/2017, pentru a evita insecuritatea juridică, planurile de acțiuni preventive și planurile de urgență elaborate în temeiul Regulamentului nr. 994/2010 ar trebui să rămână în vigoare până la data primei adoptări a noilor planuri de acțiuni preventive și a noilor planuri de urgență elaborate în temeiul prezentului Regulament în vigoare. Astfel, prezentul Plan de acțiuni preventive conține datele și informațiile stipulate de Regulamentul (UE) nr. 994/2010, după cum urmează:a) rezultatele evaluării riscurilor prevăzute la art. 9;b) măsurile, volumele, capacitățile și timpul necesar pentru îndeplinirea standardelor privind infrastructura și aprovizionarea, prevăzute la art. 6 și 8, inclusiv, dacă este cazul, proporția în care măsurile referitoare la cerere pot compensa îndeajuns, în timp util, o întrerupere a aprovizionării menționate la art. 6 alin. (2), identificarea infrastructurii unice principale de gaze de interes comun în cazul aplicării art. 6 alin. (3), precum și orice standard privind suplimentarea ofertei în conformitate cu art. 8 alin. (2);c) obligațiile impuse întreprinderilor din sectorul gazelor naturale și altor organisme relevante, inclusiv în legătură cu funcționarea sigură a rețelei de gaze;d) celelalte măsuri preventive, ca, de exemplu, cele referitoare la necesitatea de a dezvolta interconectările între statele membre învecinate și posibilitatea de a diversifica rutele și sursele de aprovizionare cu gaze, dacă este fezabil, pentru gestionarea riscurilor identificate, în vederea asigurării aprovizionării cu gaze pentru toți consumatorii cât mai mult timp posibil;e) mecanismele care urmează să fie folosite în cadrul colaborării cu alte state membre pentru întocmirea și punerea în aplicare a planurilor de acțiune preventive comune și a planurilor de urgență comune menționate la art. 4, alin. (3), dacă este cazul;f) informații privind interconectările existente și viitoare, inclusiv cele care oferă acces la rețeaua de gaz a Uniunii, fluxurile transfrontaliere, accesul transfrontalier la instalațiile de stocare și capacitatea fizică de a transporta gazele în ambele direcții ("capacitate bidirecțională"), îndeosebi într-o situație de urgență;g) informațiile privind toate obligațiile de serviciu public legate de securitatea aprovizionării cu gaze. Conform art. 9 alin. (3) din Regulamentul (UE) nr. 1938/2017, potrivit principiului continuității și în baza prevederilor art. 5, alin. (3) din Regulamentului (UE) nr. 994/2010, Planul de acțiuni preventive se bazează în primul rând pe măsurile de piață, nu impune o sarcină excesivă întreprinderilor din sectorul gazelor naturale și nici nu afectează în mod negativ funcționarea pieței interne a gazelor. Principalele acte normative din legislația națională avută în vedere la elaborarea acestui plan sunt:– Legea energiei electrice și a gazelor naturale nr. 123/2012, cu modificările și completările ulterioare;– Ordinul ANRE nr. 16/2013 - privind aprobarea Codului rețelei pentru Sistemul național de transport al gazelor naturale, cu modificările și completările ulterioare;– Ordinul ANRE nr. 29/2016 - pentru aprobarea Regulamentului privind furnizarea gazelor naturale la clienții finali;– Ordinul ANRE nr. 35/2016 - pentru aprobarea Metodologiei privind determinarea anuala a stocului minim de gaze naturale pentru titularii licențelor de furnizare gaze naturale;– Ordinul ANRE nr. 36/2016 - privind stabilirea modalității de determinare anuală a nivelului stocului minim de gaze naturale pentru titularii licențelor 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 licenței de furnizare a gazelor naturale are obligația 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 licenței 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 performanță pentru serviciul de transport și de sistem al gazelor naturale– Ordinul ANRE nr. 162/2015 - privind aprobarea Standardului de performanță pentru serviciul de distribuție și de sistem al gazelor naturale, cu modificările și completările ulterioare;– Ordinul ANRE nr. 37/2007- privind aprobarea Standardului de performanță 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 producție în amonte de Sistemul Național de Transport pot fi remediate în timp util (în cel mult 48 ore, durata medie de restabilire a situației normale fiind de aproximativ 8 ore) fără a avea impact semnificativ asupra furnizării de gaze naturale către clienții finali. Procedurile interne ale producătorilor conferă o flexibilitate sporită a furnizării, existând mecanisme de redirecționare/compensare a capacităților indisponibile în timpul perioadei de intervenție. Riscurile asociate activității de înmagazinare (injecție și extracție) sunt în special de natură comercială, diferența dintre prețul producției interne și prețul gazelor importate putând conduce la conjuncturi nefavorabile pentru procesul de stocare. Deoarece gazele naturale înmagazinate constituie surse de consum curent în perioada de iarnă - nu numai pentru acoperirea unor vârfuri de consum - este recomandabil atât ca pe viitor depozitele să devină exploatabile în regim multiciclu, cât și analizarea oportunității și necesității implementării conceptului de depozit strategic, în contextul procesului de liberalizare al pieței gaziere. În ceea ce privește Sistemul Național de Transport, riscurile tehnice nu pot avea un efect determinant în declanșarea unei crize în aprovizionarea cu gaze naturale. Operatorul Sistemului de Transport (SNTGN Transgaz SA) deține toate mijloacele și procedurile de intervenție în timp util, astfel încât durata medie de restabilire a aprovizionării cu gaze naturale în regiunea afectată să fie de maxim 48 ore. Sensibilitatea regimului tehnic de operare a Sistemului Național de Transport este cauzată cu precădere de factori externi acestuia, în special variația cantităților de gaze naturale provenite din import pe direcțiile din Federația Rusă.4. Matricea Riscurilor Matricea riscurilor este modul adecvat de a reprezenta rezultatele unei evaluări calitative.
    ProbabilitateaFrecvență medie de apariție
    Foarte scăzutăMai rar de o dată la 20 de ani
    ScăzutăO dată la 10 ani
    MedieO dată la 3 ani
    RidicatăO dată pe an
    Foarte ridicatăMai des de o dată pe an

    Matricea riscurilor (Sursă: Evaluarea Riscurilor)
    Pe axa orizontală sunt reprezentate clasele de consecințe, reprezentând o creștere a daunelor de la stânga la dreapta. Pe axa verticală sunt reprezentate clasele de probabilități, având riscul de creștere de jos în sus. Produsul cartezian al ambelor axe oferă toate combinațiile posibile de probabilități și consecințe. Codul de culoare (verde-galben-roșu) indică severitatea combinației probabilitate-consecințe.Fiecare scenariu este reprezentat în matricea riscurilor folosind un cod (e.g. numere, litere, acronime etc.).4.1. Scenarii de risc
    Scenarii de risc referitoare la aprovizionarea cu gaze naturale în România
     +  Scenariul 1: Defecțiuni pe direcțiile de transport din import– defecțiuni în sisteme de transport, altele decât sistemul național de transport, înainte de preluarea cantităților din import de gaze naturale în sistemul național de transport  +  Scenariul 2: Defecțiuni tehnice în Sistemul Național de Transport– defecțiuni în sistemul național de transport la preluarea cantităților de gaze naturale din depozitele de înmagazinare subterană a gazelor naturale, respectiv din depozitul cu cea mai mare capacitate de extracție zilnică  +  Scenariul 3: Dezechilibre în activitatea de înmagazinare a gazelor naturale– defecțiuni ale echipamentelor de suprafață aferente activității de înmagazinare înainte preluarea cantităților de gaze naturale din depozitele de înmagazinare subterană a gazelor naturale în sistemul național de transport  +  Scenariul 4: Condiții meteo extreme– valori foarte scăzute ale temperaturii, respectiv temperatura medie sub -15°C, pe perioada sezonului rece, pe intervale mai mari de timp, de cel puțin 7 zile, fără defecțiuni tehnice în sistemul național de transport, sisteme de transport import și dezechilibre în activitatea de înmagazinare a gazelor naturale  +  Scenariu 5: Sistarea furnizării de gaze naturale din Federația Rusă către UE– sistare furnizare gaze naturale din import fără existența unor defecțiuni tehnice în sistemele de transport cantități gaze naturale din import
    Scenarii Categorii de riscuri Impact Probabilitate Perioada Proveniența Anotimp Deficit estimat de aprovizionare în total consum Deficit estimat de aprovizionare clienți protejați
    Scenariul 1Risc tehnic Major Scăzută Termen scurt (durata 24 - 48 ore) Externă Sezon rece Min: 0 mil m3 (condiții normale de iarnă, cu temperaturi medii -5°C) Max: 11 mil m3/zi (condiții normale de iarnă, cu temperaturi medii -15°C)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 (condiții normale de iarnă, cu temperaturi medii -5°C) Max: 20 mil m3/zi (condiții de iarnă cu temperaturi medii -15°C)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 (condiții normale de iarnă, cu temperaturi medii -5°C) Max: 20 mil m3/zi (condiții de iarnă cu temperaturi medii -15°C)0 mil m3/zi
    Scenariul 4 Risc meteo Notabil Medie Termen scurt (durata 7 zile) Internă Iarnă Min: 0 mil m3 (condiții de iarnă, cu temperaturi medii -5°C) Max: 5 mil m3/zi (condiții de iarnă cu temperaturi medii sub -15°C)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 (condiții normale de iarnă, cu temperaturi medii -5°C) Max: 11 mil m3/zi (condiții normale de iarnă, cu temperaturi medii -15°C)0 mil m3/zi
    Scenarii Acțiuni preventive operațional Acțiuni preventive investiționale Acțiuni reactive
    Scenariul 1Identificare rute și/sau surse alternative import Identificarea clienților care pot trece pe combustibili alternativi Asigurare stocuri combustibili alternativi Încheierea contracte vizând asigurarea securității aprovizionării cu gaze naturale Încheierea de contracte de furnizare care pot fi întrerupte Constituirea unui stoc minim de gaze naturaleCreșterea capacității de extracție zilnică a gazelor naturale din depozite Diversificare surse de gaze Dezvoltare interconectări cu flux bidirecțional Extracție gaze naturale depozite de înmagazinare Echilibrare comercială Producerea de energie pe combustibil alternativ și surse regenerabile Întreruptibilitate comercială
    Scenariul 2 Program de mentenanță SNT Încheierea de contracte vizând asigurarea securității aprovizionării cu gaze naturale Încheierea de contracte de furnizare care pot fi întrerupte Program de dezvoltare SNT Dezvoltare interconectări cu flux bidirecțional Intervenții tehnice remediere defect SNT Echilibrare comercială Redirecționare flux gaze în SNT Creșterea capacității de producție curentă gaze naturale
    Scenariul 3 Identificare surse suplimentare import Identificarea clienților care pot trece pe combustibili alternativi Asigurare stocuri combustibili alternativi Încheierea de contracte vizând asigurarea securității aprovizionării cu gaze naturale Încheierea de contracte care pot fi întrerupte Constituire stoc minim de gaze naturale Constituire depozite strategice (promovare inițiative legislative pentru constituire de astfel de depozite)Creșterea capacității de extracție zilnică a gazelor naturale din depozite Creșterea capacității utile de înmagazinare Diversificare surse de gaze Dezvoltare interconectări cu flux bidirecționalIntervenții tehnice remediere defecțiune depozite Extracție maximă a gazelor naturale din poziție de înmagazinare neafectare de defecțiuni Echilibrare comercială Producerea de energie pe combustibil alternativ
    Scenariul 4 Identificare surse alternative sau suplimentare import Identificarea clienților care pot trece pe combustibili alternativi Asigurare stocuri combustibil alternativi Încheierea de contracte vizând asigurarea securității aprovizionării cu gaze naturale Încheierea de contracte care pot fi întrerupte Constituire stoc minim de gaze naturaleCreșterea capacității de extracție zilnică a gazelor naturale din depozite Creșterea capacității utile de înmagazinare Diversificare surse de gaze Dezvoltare interconectări cu flux bidirecționalExtracție maximă zilnică gaze naturale din depozite de înmagazinare Echilibrare comercială Producerea de energie pe combustibil alternativ Creșterea capacității de producție curentă gaze naturale
    Scenariul 5 Identificarea de surse alternative de import Asigurare stocuri combustibil alternative Identificarea clienților care pot trece pe combustibili alternativi Încheierea contracte vizând asigurarea securității aprovizionării cu gaze naturale Încheierea de contracte care pot fi întrerupte Constituire stoc minim de gaze naturale Constituire depozite strategice (promovare inițiativă legislativă pentru constituire)Creșterea capacității de extracție a gazelor naturale din depozite Creșterea capacității utile de înmagazinare Constituire depozite strategice (condiționat de promovare inițiativă legislativă pentru reglementare astfel de constituire) Depozite multiciclu Diversificare surse de gaze Dezvoltare interconectări cu flux bidirecționalExtracție gaze naturale depozite de înmagazinare Echilibrare comercială Producerea de energie pe combustibil alternativ și surse regenerabile Întreruptibilitate comercială Aplicarea măsurilor care nu au la bază mecanismele pieței, conform Planului de Urgență.
    4.2. Standardele privind infrastructuraa) Definiția formulei N-1 Formula N-1 descrie capacitatea tehnică a infrastructurilor de gaze de a satisface cererea totală de gaze a zonei luate în calcul în cazul afectării infrastructurii unice principale de gaze pe parcursul unei zile cu cerere excepțional de mare, constatată statistic o dată la 20 de ani. Infrastructura de gaze include rețeaua de transport al gazelor, inclusiv interconectările, precum și instalațiile de producție, instalațiile GNL și de depozitare conectate la zona luată în calcul. Capacitatea tehnică*3) a tuturor celorlalte infrastructuri de gaze disponibile în cazul afectării infrastructurii unice principale de gaze trebuie să fie cel puțin egală cu suma cererii zilnice totale de gaze pentru zona luată în calcul, pe parcursul unei zile cu cerere de gaze excepțional de mare, constatată statistic o dată la 20 de ani. *3) În conformitate cu art. 2, alin. (1), pct. 18 din Regulamentul (CE) nr. 715/2009, "capacitate tehnică" înseamnă capacitatea fermă maximă pe care o poate oferi operatorul rețelei de transport utilizatorilor rețelei, luând în considerare integritatea sistemului și cerințele de exploatare ale rețelei de transport. Rezultatul formulei N-1, astfel cum este calculat mai jos, trebuie să fie cel puțin egal cu 100%.b) Metoda de calcul a formulei N-1c) Definiții ale parametrilor formulei N-1: "Zona luată în calcul" înseamnă regiunea geografică pentru care se calculează formula N-1, astfel cum este stabilită de autoritatea competentă.  +  Definiție privind cererea "D(max)": cererea zilnică totală de gaze (în milioane de mc pe zi) din zona luată în calcul pe parcursul unei zile cu cerere excepțional de mare, constatată statistic o dată la 20 de ani.  +  Definiții privind oferta "EP(m)": capacitatea tehnică a punctelor de intrare (în milioane de mc pe zi), altele decât cele aferente instalațiilor de producție, instalațiilor GNL și de depozitare, simbolizate prin P(m), S(m) și LNG(m), înseamnă suma capacităților tehnice ale tuturor punctelor de intrare de la frontieră capabile să aprovizioneze cu gaz zona luată în calcul; "P(m)": capacitatea tehnică maximă de producție (în milioane de mc pe zi) înseamnă suma capacităților zilnice maxime de producție ale tuturor instalațiilor de producție a gazelor, capabile să aprovizioneze cu gaz zona luată în calcul; "S(m)": capacitatea tehnică maximă de extracție (în milioane de mc pe zi) înseamnă suma capacităților tehnice zilnice maxime de extracție din toate instalațiile de depozitare, care pot fi furnizate la punctele de intrare din zona luată în calcul, ținând seama de caracteristicile fizice ale fiecăreia; "LNG(m)": capacitatea tehnică maximă a instalațiilor GNL (în milioane de mc pe zi) înseamnă suma capacităților tehnice zilnice maxime de extracție din toate instalațiile GNL din zona luată în calcul, luând în considerare elemente critice precum descărcarea, serviciile auxiliare, depozitarea temporară și regazeificarea GNL, precum și capacitatea tehnică de extracție; "I(m)": înseamnă capacitatea tehnică a infrastructurii unice principale de gaze (în milioane de mc pe zi), cu cea mai mare capacitate de aprovizionare a zonei luate în calcul. În cazul în care mai multe infrastructuri de gaze sunt conectate la aceeași infrastructură de gaze din amonte sau din aval și nu pot fi operate separat, acestea sunt considerate o singură infrastructură de gaze.d) Calcularea formulei N-1 prin luarea în considerare a măsurilor legate de cerere  +  Definiție privind cererea "D(eff)" înseamnă partea (în milioane de mc pe zi) din D(max) care, în cazul unei întreruperi a aprovizionării, poate fi acoperită într-o măsură suficientă și în timp util prin măsuri de piață legate de cerere. În conformitate cu 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 rețele de transport utilizatorilor rețelei, luând în considerare integritatea sistemului și cerințele de exploatare a rețelei de transport.e) Explicații privind valorile utilizate Termeni privind cererea
    Termeni privind cererea [mil.mc/zi] Explicații
    D(max) 72,0 În ziua gazieră 09.01.2017 s-a înregistrat un consum de iarnă de vârf de 69,58 mil Smc/zi (conform bilanț zilnic de gaze naturale pe luna ianuarie 2017), inferior celui istoric din ultimii 20 de ani
    D(eff) 0 Nu există contracte încheiate cu clienți întreruptibili de siguranță
    Sursă: Planul de dezvoltare a sistemului național de transport al gazelor naturale pentru perioada 2018-2027
    Termeni privind oferta (de capacitate)
    Termeni privind oferta [mil.mc/zi] Explicații
    EP(m) 41,4 Capacitatea totală a punctelor de import (Isaccea, Medieșu Aurit, Csanadpalota, Ruse-Giurgiu)
    P(m)*4) 28,2 Producția internă de gaze intrată înSNT (fără extras depozite)
    S(m)??? 29,0 Suma debitelor maxime extrase din fiecare depozit de înmagazinare
    LNG(m) 0 Nu există terminale LNG
    I(m) 23,6 Capacitatea punctului Isaccea Import
    Sursă: Planul de dezvoltare a sistemului național de transport al gazelor naturale pentru perioada 2018-2027 *4) Notă: Pentru termenul P(m) a fost luat în considerare potențialul de producție și nu capacitatea tehnică, care se cifrează la valoarea de 74,42 mil. mc/zi. Considerăm că această abordare asigură o imagine corectă oferită de standardul N-1, capacitatea menționată nemaiputând fi realizată datorită declinului producției interne.
    La determinarea termenului S(m) s-a avut în vedere suma debitelor maxime extrase din fiecare depozit de înmagazinare, conform înregistrărilor din ultimii 4 ani (începând cu 01.01.2014), respectiv:
    Depozit Capacitate tehnologică[Smc/zi] Debit maxim înregistrat în ultimii 3 ani pe fiecare depozit (începând cu 01.01.2014)[mil.Smc/zi]
    Urziceni 4.0804.027
    Bălăceanca 1.3001.145
    Butimanu 16.00013.459
    Sărmășel 7.0005.966
    Mureș 3.4003.006
    Ghercești 1.5001.366
    Total 33,2828,97
    Debit maxim zilnic extrassimultan din toate depozitele 25,84
    La determinarea valorii termenului EP(m) au fost avute în vedere punctele de intrare Isaccea Import, Mediesul Aurit Import și Csanadaplota, după cum urmează:
    Puncte de intrare Capacitate punct [mil.Smc/zi]
    Punct intrare Isaccea 23,6
    Punct intrare Medieșu Aurit 11,0
    Punct intrare Csanadpalota 4,8
    Punct intrare Ruse-Giurgiu 2,00
    Total 41,4
    Sursă: Planul de dezvoltare a sistemului național de transport al gazelor naturale pentru perioada 2018-2027 Notă: SNTGN TRANSGAZ S.A.: Pentru termenul P(m) a fost luat în considerare potențialul de producție nu capacitatea tehnică (74 mil.Smc/zi). Considerăm că această abordare asigură o imagine corectă oferită de standardul N-1, capacitatea tehnică menționată nu mai poate fi realizată datorită declinului producției interne;
    5. Măsurile de garantare a securității aprovizionării cu gaze naturale în România Conform prevederilor Legii nr. 123/2012, până la data de 31 martie 2017 producătorii interni au avut obligația să pună cu prioritate la dispoziția furnizorilor cantitățile de gaze naturale rezultate din activitatea de producție, necesare acoperirii consumului clienților casnici, inclusiv cantitățile destinate producătorilor de energie termică, numai pentru cantitățile de gaze naturale utilizate la producerea de energie termică în centralele de cogenerare și în centralele termice destinate consumului populației, în conformitate cu reglementările ANRE și cu respectarea graficului de liberalizare a prețurilor și de asigurare a gazelor naturale pentru aceștia; furnizorii și clienții noncasnici care beneficiază de aceste cantități au obligația respectării destinației acestor cantități de gaze naturale; restul producției proprii realizate de producători, mai puțin cantitatea de gaze naturale aferentă consumului tehnologic definit la art. 100 pct. 35, a fost pus la dispoziția pieței concurențiale. Începând cu data de 1 aprilie 2017, prin aplicarea prevederilor O.U.G. nr. 64/2016, aprobată prin Legea nr. 171/2018, Guvernul României a instituit liberalizarea prețului de achiziție a gazelor naturale și nu liberalizarea completă a prețurilor finale, plătite de clienții casnici. Aceștia vor beneficia, până la 1 iulie 2021, de prețuri finale reglementate, în conformitate cu legislația secundară elaborată și aplicată de către Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei. Liberalizarea prețului de achiziție a gazelor naturale reprezintă doar un element (alături de tarifele de distribuție, transport și înmagazinare, taxe, accize, etc), care compune prețul final reglementat, plătit de clienții casnici, iar implementarea sa este realizată în scopul de a crea un mediu competitiv, transparent și nediscriminatoriu de formare a unui preț de achiziție echitabil, pe de o parte pentru producătorii de gaze naturale și furnizorii care concurează pe piața gazelor naturale din România și, pe de altă parte, pentru clienții finali de gaze naturale, care vor fi beneficiari ai rezultatului concurenței dintre furnizori, într-un cadru legal corect care să guverneze întâlnirea cererii cu oferta pe o piață care să funcționeze conform principiilor europene. În conformitate cu prevederile art. 61, pct. 12 din Ordonanța de Urgență nr. 114/2018, privind instituirea unor măsuri în domeniul investițiilor publice și a unor măsuri fiscal-bugetare, modificarea și completarea unor acte normative și prorogarea unor termene, în perioada 1 aprilie 2019-28 februarie 2022, producătorii, inclusiv filialele acestora și/sau afiliații aparținând aceluiași grup de interes economic care desfășoară atât activități de extracție, cât și activități de vânzare a gazelor naturale extrase de pe teritoriul României au obligația să vândă cu prețul de 68 lei/MWh cantitățile de gaze naturale rezultate din activitatea de producție internă curentă către furnizori și clienți finali eligibili. În această perioadă, producătorul are obligația să vândă cu prioritate către furnizori, în condiții reglementate de ANRE, pentru asigurarea întregului necesar de consum al clienților casnici, din producția curentă și/sau din depozitele de înmagazinare. În conformitate cu prevederile art. 173, alin. (2) din Legea nr. 123/2012, cu modificările și completările ulterioare, ANRE poate stabili prin reglementările specifice obligații de serviciu public pentru fiecare activitate din sectorul gazelor naturale, aplicabile tuturor titularilor de licență, sau autorizații în mod transparent, echidistant și nediscriminatoriu. De asemenea, în conformitate cu prevederile art. 135 din Legea nr. 123/2012, cu modificările și completările ulterioare, activitatea de distribuție a gazelor naturale, cu excepția celei realizate prin sistemele de distribuție închise, constituie serviciu public*5) de interes general. *5) Potrivit art. 100, pct. 80^1 din Legea nr. 123/2012, serviciul public este definit ca și activitatea de interes general în domeniul gazelor naturale, autorizată, și monitorizată de o autoritate publică5.1. Definirea clientului protejat în legislația națională Conform Regulamentului nr. 1938/2017 privind măsurile de garantare a siguranței furnizării de gaze și de abrogare a Regulamentului (UE) nr. 994/2010, art. 6, alin. (1), fiecare stat membru stabilește definiția clienților protejați și 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 toți clienții casnici racordați la o rețea de distribuție a gazelor naturale precum și următoarele categorii de clienți finali:a) întreprinderile mici și mijlocii, racordate la rețelele de distribuție a gazelor naturale;b) prestatorii de servicii sociale esențiale care au legătură cu asistența medicală, asistența socială esențială, de urgență, de securitate, cu educația sau cu administrația publică, racordate la rețelele de distribuție sau la Sistemul Național de Transport al gazelor naturale;c) producătorii de energie termică, care nu pot funcționa cu alți combustibili decât gazele naturale și care furnizează energie termică clienților casnici, întreprinderilor mici sau mijlocii și/sau prestatorilor de servicii de asistență medicală, asistență socială esențială, de urgență, de securitate sau prestatorii de servicii care au legătură cu educația sau cu administrația publică."5.2. Consumul de gaze naturale în România Consumul total de gaze naturale în România:
    AN Consum total/MWh
    2013132.603 24
    2014127.556.673
    2015121.726.749
    2016124.110.485
    2017129.861.126
    Consumul de gaze naturale pe piața reglementată din România:
    AN Consum total/MWh
    2013 50.863.980
    2014 43.785.650
    2015 32.321.865
    2016 35.185.322
    2017 30.954.355
    Sursă: rapoartele ANRE lunare/anuale de monitorizare ale pieței de gaze; Raport activitate ANRE 2016, 2017
    Până la 31 decembrie 2014, în ceea ce privește categoriile de consumatori de gaze naturale, din piața reglementată făceau parte:– clienții casnici care nu și-au exercitat dreptul de eligibilitate, respectiv nu au optat pentru a-și alege furnizorul și să negocieze direct contractele de vânzare - cumpărare cu aceștia;– clienții non-casnici care aveau asigurată furnizarea gazelor naturale în baza contractelor de furnizare-cadru și la preț reglementat, respectiv clienții non-casnici care nu și-au exercitat dreptul de eligibilitate (nu au optat pentru a-și alege furnizorul și să negocieze direct contractele de vânzare - cumpărare cu aceștia) Începând cu 1 ianuarie 2015, în ceea ce privește categoriile de consumatori de gaze naturale, din piața reglementată mai fac parte doar clienții casnici, care au asigurate cantitățile de gaze naturale în baza unor contracte cadru și la preț reglementat. Începând cu 1 iulie 2021, și această categorie de clienți va face parte din piața liberă. Ponderea clienților 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 pieței de gaze; Raport activitate ANRE 2016
    Ponderea consumatorilor protejați în total consum, în perioada 2016-2017, se prezintă după cum urmează:
    An Consum total [MWh] Consum casnici% Consum casnici [MWh] Consum servicii esențiale % Consum servicii esențiale [MWh] Consum termici pt populație % Consum termici pt populație [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 pieței de gaze; perioada 2016-2017
    Ponderea consumatorilor protejați în total consum aferentă categoriei IMM în total consum, în perioada 2016-2017, se prezintă după cum urmează:
    Categoria întreprinderilormici și mijlocii Pondere
    Consumatori comerciali 7,50%
    Alți client industriali 2,50%
    Alți clienți secundari 9,50%.
    Având în vedere că:– România, prin Autoritatea Competentă, a definit categoria "clientului protejat", cuprinzând toți clienții casnici racordați la o rețea de distribuție a gazelor naturale precum și următoarele categorii de clienți finali:a) întreprinderile mici și mijlocii, racordate la rețelele de distribuție a gazelor naturale;b) prestatorii de servicii sociale esențiale care au legătură cu asistența medicală, asistența socială esențială, de urgență, de securitate, cu educația sau cu administrația publică, racordate la rețelele de distribuție sau la Sistemul Național de Transport al gazelor naturale;c) producătorii de energie termică, care nu pot funcționa cu alți combustibili decât gazele naturale și care furnizează energie termică clienților casnici, întreprinderilor mici sau mijlocii și/sau prestatorilor de servicii de asistență medicală, asistență socială esențială, de urgență, de securitate sau prestatorii de servicii care au legătură cu educația sau cu administrația publică.– în România, în conformitate cu prevederile Legii nr. 123/2012, furnizorii de gaze naturale au obligația să asigure continuitatea aprovizionării cu gaze naturale a clienților, având în vedere faptul că aceasta reprezintă un serviciu public;– în România, ponderea producției interne în total consum este de aproximativ 90%,– România are o dependență redusă față de gazele naturale din import, raportat la consumul anual, furnizarea de gaze naturale pentru clienții protejați este asigurată, în condiții normale de piață, iar, în situații de urgență, aceasta se asigură prin implementarea măsurilor prevăzute în Planul de Urgență.
    6. Măsuri reglementate de prevederi legale, necesare asigurării securității aprovizionării cu gaze naturalea. Codul rețelei pentru sistemul național de transport al gazelor naturale Prevedere legală: Ordinul ANRE nr. 16/2013 privind aprobarea Codului rețelei pentru Sistemul național de transport al gazelor naturale, cu modificările și completările ulterioare Codul rețelei reglementează condițiile și regulile de utilizare a sistemului național de transport al gazelor naturale din România. ANRE urmărește aplicarea prevederilor Codului rețelei de către operatorul sistemului de transport, utilizatorii sistemului național de transport (utilizatori de rețea), de furnizorii de gaze naturale, precum și de operatorii de distribuție, clienți direcți și operatorii de înmagazinare. Conform Codului rețelei, echilibrarea comercială reprezintă setul de acțiuni prin care UR își echilibrează cantitățile de gaze pe care le introduc și preiau din SNT, precum și toate activitățile necesare pentru contabilizarea și alocarea corectă a gazelor transportate, inclusiv un sistem de taxare care să motiveze UR să mențină echilibrul între cantitățile de gaze livrate și preluate în/din SNT. Diferența dintre cantitățile de gaze naturale efectiv livrate în punctele de intrare și cele efectiv preluate în punctele de ieșire din SNT, de către fiecare UR în parte, într-o anumită zi gazieră, cu luarea în considerare inclusiv a tranzacțiilor notificate în PVT (punct virtual de tranzacționare), reprezintă dezechilibru zilnic. Activitățile de echilibrare zilnică și lunare sunt reglementate de Codul rețelei.b. Utilizarea contractelor vizând asigurarea securității aprovizionării cu gaze naturale Începând cu data de 1 aprilie 2017, prin aplicarea prevederilor O.U.G. nr. 64/2016, aprobată prin Legea nr. 171/2018, Guvernul României a instituit liberalizarea prețului de achiziție a gazelor naturale și nu liberalizarea completă a prețurilor finale, plătite de clienții casnici. Aceștia vor beneficia, până la 1 iulie 2021, de prețuri finale reglementate, în conformitate cu legislația secundară elaborată și aplicată de către Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei. În conformitate cu prevederile art. 173, alin. (2) din Legea nr. 123/2012, cu modificările și completările ulterioare, ANRE poate stabili prin reglementările specifice obligații de serviciu public pentru fiecare activitate din sectorul gazelor naturale, aplicabile tuturor titularilor de licență, sau autorizații în mod transparent, echidistant și nediscriminatoriu. De asemenea, în conformitate cu prevederile art. 135 din Legea nr. 123/2012, cu modificările și completările ulterioare, activitatea de distribuție a gazelor naturale, cu excepția celei realizate prin sistemele de distribuție închise, constituie serviciu public de interes general.c. Utilizarea contractelor de furnizare care pot fi întrerupte Prevedere legală: art. 100, pct. 30 din Legea nr. 123/2012, cu modificările și completările ulterioare Clientul întreruptibil de siguranță reprezintă clientul final care prin reducerea consumului său până la oprire contribuie la menținerea securității în aprovizionarea cu gaze naturale în situație de urgență. Reglementarea regimului juridic aplicabil clientului întreruptibil de siguranță, se realizează prin hotărâre a Guvernului elaborată la propunerea ministerului de resort în calitate de autoritate competentă. Furnizorii au obligația să asigure cantitățile de gaze naturale necesare continuării aprovizionării prin acoperirea consumului clienților protejați în virtutea prevederilor legislației europene și legislației naționale din domeniu. Aceste contracte nu pot fi întrerupte. Restul cantităților de gaze naturale achiziționate de furnizori, rămase după acoperirea consumului clienților protejați, vor fi puse la dispoziția clienților finali care nu fac parte din categoria clienților protejați.d. Stocul minim de gaze naturale pe care fiecare titular al licenței de furnizare a gazelor naturale are obligația 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 licențelor de furnizare de gaze naturale și pentru titularii licențelor 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 licenței de furnizare a gazelor naturale are obligația 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 licenței de operare a sistemului de transport al gazelor naturale SNTGN TRANSGAZ SA Astfel:– titularii licențelor de furnizare de gaze naturale au obligația 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 licenței de operare a sistemului de transport al gazelor naturale SNTGN TRANSGAZ SA are obligația să dețină 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 Președintelui ANRE nr. 1.671/17.10.2018 privind stabilirea nivelului stocului minim de gaze naturale pe care fiecare titular al licenței de furnizare a gazelor naturale are obligația 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 național pentru titularii licențelor de furnizare care asigură aprovizionarea cu gaze naturale a clienților finali, pentru ciclul de înmagazinare 2018-2019, la un nivel de 21.361.818,260 MWh, defalcat după cum urmează:a) stoc aferent categoriei de clienți finali casnici - 9.054.583,253 MWh;b) stoc aferent categoriei de clienți finali producători de energie termică, numai pentru cantitățile de gaze naturale utilizate la producerea de energie termică în centralele de cogenerare și în centralele termice destinate consumului populației - 3.538.781,329 MWh;c) stoc aferent categoriei de clienți finali noncasnici - 8.768.453,678 MWh. SNTGN TRANSGAZ are obligația să dețină în depozitele de înmagazinare subterană, până la data de 31 octombrie 2018, un stoc minim la un nivel de 245.726.235 MWh.e. Depozite comerciale - alocarea capacităților disponibile Prevedere legală: Decizia ANRE nr. 824/2004 pentru aprobarea Regulamentului privind accesul reglementat la depozitele de înmagazinare subterană a gazelor naturale Alocarea capacităților de înmagazinare se face de către operatorii de înmagazinare, în baza unei metodologii, stabilite în conformitate cu prevederile Deciziei ANRE nr. 824/2004. Operatorii de înmagazinare acordă accesul solicitanților, după următoarele criterii:a) ordinea de prioritate:1. operatorului SNT - pentru cantitățile de gaze naturale necesare asigurării permanente a echilibrului fizic al SNT;2. producătorilor - pentru cantitățile de gaze naturale necesare desfășurării proceselor tehnologice;3. furnizorilor - pentru cantitățile de gaze naturale necesare realizării serviciului public obligatoriu;4. clienților eligibili - pentru cantitățile de gaze naturale necesare asigurării consumului propriu, furnizorilor de pe piața angro, altor solicitanți;b) "primul venit - primul servit": în cadrul fiecărui nivel de prioritate prevăzut la lit. a) operatorii de înmagazinare vor realiza alocarea capacităților în ordinea înregistrării cererilor.f. Furnizarea gazelor naturale la clienți finali Prevedere legală: Ordinul ANRE nr. 29/2016 pentru aprobarea Regulamentului privind furnizarea gazelor naturale la clienții finali Conform prevederilor Ordinul ANRE nr. 29/2016 pentru aprobarea Regulamentului privind furnizarea gazelor naturale la clienții finali, părțile din contractele de furnizare a gazelor naturale și operatorii de sistem au obligația să ducă la îndeplinire prevederile ordinului, iar ANRE va urmări respectarea acestora. Regulamentul privind furnizarea gazelor naturale la clienții finali stabilește cadrul de reglementare pentru desfășurarea activității de furnizare a gazelor naturale la locurile de consum ale clienților finali, respectiv relațiile dintre furnizori și clienții finali de gaze naturale, precum și relațiile conexe cu operatorii economici, titulari de licențe de operare, referitoare la derularea contractului de furnizare a gazelor naturale. Regulamentul se aplică clienților finali de gaze naturale, furnizorilor de gaze naturale și operatorilor economici, titulari de licență de operare, pentru asigurarea condițiilor necesare furnizării gazelor naturale la locurile de consum ale clienților finali. Furnizorul de gaze naturale este responsabil în relația cu clientul final pentru calitatea activității de furnizare a gazelor naturale, în conformitate cu prevederile contractului de furnizare. Calitatea activității de furnizare cuprinde: calitatea comercială, calitatea gazelor naturale furnizate și continuitatea în furnizarea gazelor naturale contractate. Calitatea comercială reflectă relația dintre furnizorul de gaze naturale și clientul său final în legătură cu serviciile aferente furnizării gazelor naturale. Furnizorul de gaze naturale are obligația să asigure clientului final calitatea tuturor serviciilor pe care le efectuează în relația cu acesta. Furnizorul de gaze naturale are obligația de a asigura clienților finali continuitatea în furnizare gazelor naturale contractate, cu excepția clienților întreruptibili, conform prevederilor legale. Furnizorul de gaze naturale are obligația să asigure înmagazinarea gazelor naturale, conform reglementărilor ANRE, și să încheie contracte de achiziție a gazelor naturale, astfel încât să asigure acoperirea consumului clienților săi. Conform prevederilor Regulamentului privind furnizarea gazelor naturale la clienți finali, întreruperile în furnizarea gazelor naturale pot fi:a) întreruperi planificate, situație în care furnizarea gazelor naturale la clienții finali este întreruptă temporar, ca urmare a necesității efectuării de către operatorul de sistem a unor lucrări de întreținere și/sau reparații conform unui program planificat, cu notificarea prealabilă a clienților finali;b) întreruperi neplanificate, situație în care furnizarea gazelor naturale la clienții finali este întreruptă temporar, ca urmare a unei situații de urgență sau altei cauze neplanificate;c) întreruperi pentru nerespectare de către client a obligațiilor sale.g. Furnizarea de ultimă instanță a gazelor naturale Prevedere legală: art. 144 din Legea nr. 123/2012, cu modificările și completările ulterioare Furnizorul de ultimă instanță are obligația de a asigura furnizarea gazelor naturale clienților finali, în conformitate cu reglementările ANRE, la prețuri reglementate de ANRE. Furnizorul de ultimă instanță are obligația de a furniza, conform reglementărilor emise de ANRE, gaze naturale clienților finali al căror furnizor se află în situația de a i se retrage licența de furnizare în cursul desfășurării activității sau în orice altă situație identificată de ANRE în care clienții finali nu au asigurată furnizarea de gaze naturale din nicio altă sursă.h. Obligațiile producătorilor de gaze naturale Prevedere legală: art. 124 alin. 1) din Legea nr. 123/2012, cu modificările și completările ulterioare Producătorii de gaze naturale au, în principal, obligația respectării următoarelor:a) să dețină autorizațiile pentru înființarea conductelor de alimentare din amonte aferente activității de producție a gazelor naturale și licența de operare a acestora;b) să asigure operarea conductelor de alimentare din amonte aferente producției de gaze naturale în condiții de siguranță, eficiență și de protecție a mediului;c) să asigure accesul terților la conductele de alimentare din amonte în condiții nediscriminatorii, conform reglementărilor specifice;d) să desfășoare activități conexe celei de operare a conductelor de alimentare din amonte, conform reglementărilor specifice elaborate de ANRE, în limitele drepturilor conferite prin condițiile de valabilitate asociate licenței;d^1) să asigure livrările de gaze naturale, cu respectarea condițiilor impuse prin licențe, clauze contractuale și reglementări în vigoare;e) până la data de 31 martie 2017, să pună cu prioritate la dispoziția furnizorilor cantitățile de gaze naturale rezultate din activitatea de producție, necesare acoperirii consumului clienților casnici, inclusiv cantitățile destinate producătorilor de energie termică, numai pentru cantitățile de gaze naturale utilizate la producerea de energie termică în centralele de cogenerare și în centralele termice destinate consumului populației, în conformitate cu reglementările ANRE și cu respectarea graficului de liberalizare a prețurilor și de asigurare a gazelor naturale pentru aceștia; furnizorii și clienții noncasnici care beneficiază de aceste cantități au obligația respectării destinației acestor cantități de gaze naturale; restul producției proprii realizate de producători, mai puțin cantitatea de gaze naturale aferentă consumului tehnologic definit la art. 100 pct. 35, va fi pus la dispoziția pieței concurențiale;e^1) să tranzacționeze prin ofertă publică, transparent și nediscriminatoriu pe piețele centralizate de gaze naturale, în conformitate cu prevederile art. 177 și reglementările ANRE;f) să asigure odorizarea gazelor naturale conform reglementărilor în vigoare, pentru gazele naturale predate în punctele de predare-preluare comercială a gazelor naturale către clienții racordați direct în conductele din amonte, precum și către sistemele de distribuție.(1^1) În perioada 1 aprilie 2019-28 februarie 2022, producătorii, inclusiv filialele acestora și/sau afiliații aparținând aceluiași grup de interes economic care desfășoară atât activități de extracție, cât și activități de vânzare a gazelor naturale extrase de pe teritoriul României au obligația să vândă cu prețul de 68 lei/MWh cantitățile de gaze naturale rezultate din activitatea de producție internă curentă către furnizori și clienți finali eligibili. În această perioadă, producătorul are obligația să vândă cu prioritate către furnizori, în condiții reglementate de ANRE, pentru asigurarea întregului necesar de consum al clienților casnici, din producția curentă și/sau din depozitele de înmagazinare.(1^2) Producătorii, inclusiv filialele acestora și/sau afiliații aparținând aceluiași grup de interes economic care desfășoară atât activități de extracție cât și activități de vânzare a gazelor naturale extrase de pe teritoriul României nu vor mai încheia contracte de vânzare cu livrare pe teritoriul României, la prețuri mai mari de 68 lei/MWh. Diferențele de costuri de achiziție din anii 2018 și 2019 ale furnizorilor, nerecuperate prin prețurile practicate, se vor recupera până la data de 30 iunie 2022, conform reglementarilor ANRE.(1^3) Prețul de achiziție plătit de furnizori pentru gazele din producția internă curentă necesare pentru acoperirea consumului clienților finali nu poate depăși valoarea de 68 lei/MWh, indiferent de vânzător.i. Obligațiile operatorilor de înmagazinare gaze naturale Prevedere legală: art. 142 alin. 1) din Legea nr. 123/2012, cu modificările și completările ulterioare Operatorii de înmagazinare au, în principal, obligația respectării următoarelor:a) să opereze, să întrețină, să reabiliteze și să modernizeze instalațiile tehnologice de suprafață aferente depozitelor de înmagazinare, în condiții de siguranță, de eficiență și de protecție a mediului;b) să asigure accesul terților la depozitele de înmagazinare, pe baza unor criterii obiective, transparente și nediscriminatorii, conform reglementărilor ANRE;c) să publice lista instalațiilor de înmagazinare sau a unor părți dintre acestea care sunt oferite spre acces terților;d) să furnizeze informații utilizatorilor sistemului de înmagazinare, necesare pentru un acces eficient la sistem;e) să elaboreze și să trimită ANRE pentru aprobare planuri de investiții care se fundamentează pe baza studiilor de perspectivă, realizate pe o durată de minimum 5 ani, prin consultare, după caz, cu operatorul de transport și de sistem, și se avizează de ministerul de resort; studiile de perspectivă se transmit la ANRE cu minimum 6 luni înainte de începerea unei perioade de reglementare;f) să asigure mijloacele adecvate pentru îndeplinirea obligațiilor privind serviciul public.j. Obligațiile operatorului transport și de sistem Prevedere legală: art. 130 alin. 1) din Legea nr. 123/2012, cu modificările și completările ulterioare Operatorul de transport și de sistem are, în principal, obligația respectării următoarelor:a) să opereze sistemul de transport și să asigure echilibrul fizic rezidual al acestuia, respectiv programarea, dispecerizarea și funcționarea sistemului de transport în condiții de siguranță;b) să întrețină, să reabiliteze, să modernizeze și să dezvolte sistemul de transport în condiții de siguranță, de eficiență și de protecție a mediului;c) să realizeze, să întrețină și să dezvolte un sistem informatic de monitorizare, comandă și achiziție de date, care să permită monitorizarea și conducerea operativă a funcționării sistemului de transport al gazelor naturale;d) să asigure accesul terților la sistemul de transport, conform unor reglementări specifice, în condiții nediscriminatorii, în limitele capacităților de transport și cu respectarea regimurilor tehnologice;d^1) să elaboreze și să transmită ANRE, în vederea aprobării și publicării acestora, metodologii utilizate pentru calcularea sau stabilirea clauzelor și a condițiilor privind accesul la infrastructurile transfrontaliere, inclusiv proceduri de alocare de capacitate și de gestionare a congestiilor;e) să asigure racordarea terților la sistemul de transport, conform unor reglementări specifice, în limitele capacităților de transport și cu respectarea regimurilor tehnologice;e^1) să extindă, până în decembrie 2021, rețeaua de conducte, până la intrarea în localitățile atestate ca stațiuni turistice de interes național, respectiv local, când aceste localități se află la o distanță de maximum 25 km de punctele de racordare ale operatorilor de transport și de sistem;e^2) să acorde prioritate racordării la rețeaua de gaze naturale în cazul investițiilor noi, generatoare de locuri de muncă;f) să desfășoare activități conexe celei de operare a sistemului, conform reglementărilor specifice aprobate de ANRE, în limitele drepturilor conferite prin condițiile de valabilitate asociate licenței;g) să elaboreze și să aplice regimurile optime de transport și de livrare pentru cantitățile de gaze naturale notificate de utilizatorii de rețea, pentru o anumită perioadă, conform contractelor încheiate;h) să elaboreze și să actualizeze acordurile tehnice de exploatare în zona de graniță și să le transmită spre avizare ANRE, anterior intrării în vigoare;i) să întocmească și să urmărească bilanțul de gaze naturale intrate în sistem și, respectiv, ieșite din sistem, conform reglementărilor ANRE;j) să dețină în depozitele subterane sau să asigure achiziția de gaze, inclusiv din import, pentru cantitățile necesare operării și asigurării echilibrului fizic al sistemului de transport, conform reglementărilor specifice aprobate de ANRE;k) să asigure odorizarea gazelor naturale la ieșirea din SNT, corespunzător reglementărilor propuse de operatorul de transport și de sistem și aprobate de ANRE;l) să elaboreze la solicitarea ANRE și să transmită spre aprobare ANRE metodologiile de tarifare aferente desfășurării activității de furnizare de servicii de echilibrare;m) să realizeze schimbul de informații cu alți operatori de transport și de sistem interconectați, cu operatori de înmagazinare GNL și de distribuție și cu alți colaboratori în domeniul energetic, cu respectarea reglementarilor ENTSO-G privind protocoalele de schimb de informații, rapoartele, structura și procedurile de acces la bazele de date;n) să realizeze servicii de sistem necesare pentru accesul și exploatarea rețelelor de transport;o) să elaboreze reglementări specifice necesare pentru realizarea activității de conducere operativă, cu consultarea participanților la piața de gaze naturale, pe care le supune spre aprobare ANRE;p) să elaboreze studii, programe și lucrări privind dezvoltarea sistemului de transport al gazelor naturale;q) să asigure alocarea capacităților pe conductele de interconectare cu respectarea Regulamentului (CE) nr. 715/2009;r) să asigure aplicarea regulilor privind managementul congestiilor, inclusiv pe conductele de interconectare, precum și a normelor de atribuire a capacităților de pe aceste conducte;s) să organizeze și să administreze piața de echilibrare a gazelor naturale;ș) să asigure exploatarea stațiilor de preluare a gazelor naturale din conductele din amonte sau din sistemele de înmagazinare în sistemul de transport, precum și a stațiilor de predare a gazelor naturale către sistemele de distribuție, clienții finali sau sistemele de înmagazinare;t) să asigure mijloacele adecvate pentru îndeplinirea obligațiilor privind serviciul public;ț) să păstreze confidențialitatea informațiilor sensibile din punct de vedere comercial pe care le-a obținut în cursul desfășurării activităților sale și împiedică dezvăluirea discriminatorie de informații referitoare la propriile activități care ar putea induce avantaje economice; în special, nu divulgă nicio informație sensibilă din punct de vedere comercial către celelalte părți ale operatorului economic decât în cazul în care acest lucru se impune în vederea încheierii unei tranzacții comerciale;u) să achiziționeze energia pe care o utilizează pentru realizarea activităților sale în conformitate cu proceduri transparente, nediscriminatorii și bazate pe reguli de piață.k. Obligațiile operatorului de distribuție Prevedere legală: art. 138, alin. 1) din Legea nr. 123/2012, cu modificările și completările ulterioare Operatorul de distribuție are, în principal, obligația respectării următoarelor:a) să opereze, să întrețină, să repare, să modernizeze și să dezvolte sistemul de distribuție în condiții de siguranță, eficiență economică și de protecție a mediului, activitățile urmând a fi desfășurate în baza autorizațiilor specifice pentru proiectare și execuție a sistemelor de distribuție a gazelor naturale, iar operarea urmând să se desfășoare în baza licenței de distribuție;b) să asigure odorizarea gazelor naturale corespunzător reglementărilor aprobate de ANRE, în baza contractelor de prestări de servicii încheiate cu operatorul din amonte, și, acolo unde este cazul, prin odorizare suplimentară în sistemul de distribuție;c) să realizeze interconectări cu alte sisteme, după caz, și să asigure capacitatea sistemului de distribuție pe termen lung;d) să asigure accesul terților la sistemele de distribuție, în condiții nediscriminatorii, în limitele capacităților de distribuție, cu respectarea regimurilor tehnologice, conform reglementărilor specifice elaborate de ANRE;d^1) să asigure racordarea terților la sistemul de distribuție, conform unor reglementări specifice, în limitele capacităților de distribuție și cu respectarea regimurilor tehnologice;e) să întocmească și să urmărească bilanțul de gaze naturale intrate și, respectiv, ieșite din sistemul propriu;f) să evite subvenția încrucișată între categoriile de clienți finali cu privire la repartizarea costurilor;g) să preia pentru o perioadă determinată, dar nu mai mult de 2 ani, la solicitarea și conform reglementărilor ANRE, operarea unui sistem de distribuție în cazul în care operatorului inițial i-a fost retrasă licența de distribuție sau a fost reziliat contractul de concesiune;h) să asigure echilibrul permanent al sistemului operat;i) să asigure condițiile de securitate în alimentarea cu gaze naturale;j) să desfășoare activități conexe celei de operare a sistemului, conform reglementărilor specifice elaborate de ANRE, în limitele stabilite prin condițiile de valabilitate asociate licenței;k) să elaboreze și să trimită ANRE pentru aprobare planuri de investiții care se fundamentează pe baza studiilor de perspectivă, realizate pe o durată de minimum 5 ani, prin consultare, după caz, cu operatorul de transport și de sistem și cu autoritățile locale din zona de licență; studiile de perspectivă se transmit la ANRE cu minimum 6 luni înainte de începerea unei perioade de reglementare.l. Obligațiile furnizorului de gaze naturale Prevedere legală: art. 143, alin. 1) din Legea nr. 123/2012, cu modificările și completările ulterioare Furnizorul de gaze naturale are, în principal, obligația respectării următoarelor:a) să încheie contracte de achiziție a gazelor naturale, astfel încât să asigure acoperirea consumului pentru clienții săi;a^1) să achiziționeze gazele naturale pe care le furnizează clienților casnici, în condiții de minimizare a costului resurselor alocate, pe baza unor proceduri proprii care să asigure caracterul transparent al procesului de achiziție a gazelor naturale și, în același timp, tratamentul egal și nediscriminatoriu al persoanelor care participă la procedura de achiziție a gazelor naturale, în calitate de ofertanți;b) să plătească contravaloarea gazelor naturale achiziționate, conform contractelor încheiate;c) să desfășoare activitatea de furnizare a gazelor naturale pe bază de contracte comerciale încheiate conform reglementărilor ANRE;d) să respecte standardele de performanță pentru activitatea de furnizare a gazelor naturale;e) să pună prompt și în mod gratuit la dispoziția clienților finali datele relevante privind consumul, utilizând la cererea acestora formatul de prezentare ușor de înțeles, armonizat la nivel național, stabilit de către ANRE;f) să înființeze puncte unice de contact pentru informarea clienților finali cu privire la drepturile acestora, la legislația în vigoare și la căile de soluționare a litigiilor în cazul unor cereri, plângeri, sesizări, reclamații sau contestații. Punctul unic de contact este constituit dintr- un punct central care coordonează punctele de informare regională/locală, ce sunt ușor accesibile, iar în cazul clienților casnici acestea să fie situate la distanță de maximum 50 km de locul de consum și să ofere clienților finali informații în mod gratuit;g) să permită clienților, în mod gratuit, schimbarea efectivă a furnizorului de gaze naturale în termen de 21 de zile de la data solicitării și să transmită acestora un decont final de lichidare, în termen de maximum 42 de zile de la schimbarea furnizorului;h) să încheie cu clienții finali contracte care prevăd condiții contractuale echitabile și cel puțin informațiile prevăzute la art. 145 alin. (4) lit. b) și să transmită gratuit clientului final o copie a contractului înainte de încheierea sau confirmarea încheierii acestuia. Atunci când contractul este încheiat prin intermediari, informațiile prevăzute la art. 145 alin. (4) lit. b) sunt oferite, de asemenea, înainte de încheierea contractului;i) să notifice clienții finali în mod corespunzător cu privire la orice intenție de modificare a clauzelor contractuale, precum și cu privire la orice majorare a prețului/tarifului practicat, după caz, în mod direct și în timp util, dar nu mai târziu de sfârșitul primei perioade normale de facturare care urmează intrării în vigoare a majorării, într-un mod transparent și ușor de înțeles;j) să informeze clienții finali, în momentul notificării prevăzute la lit. i), cu privire la dreptul de a denunța contractul, în cazul în care nu acceptă noile condiții notificate;k) să transmită clienților finali informații transparente privind prețurile/tarifele practicate, după caz, precum și privind condițiile generale de acces și de utilizare a serviciilor oferite de către acesta;l) să pună la dispoziția clienților finali o gamă largă de modalități de plată, care nu creează discriminări nejustificate între clienți. Sistemele de plată anticipată trebuie să fie echitabile și să reflecte în mod adecvat consumul probabil. Orice diferență în ceea ce privește clauzele și condițiile sistemelor de plată trebuie să reflecte costurile suportate cu aceste sisteme de plată diferite. Condițiile generale trebuie să fie echitabile și transparente, prezentate într-un limbaj clar și ușor de înțeles, și nu includ bariere necontractuale în calea exercitării drepturilor clienților, ca de exemplu documentația contractuală excesivă;m) să nu utilizeze practici comerciale incorecte sau înșelătoare;n) să ofere clienților finali un standard ridicat de servicii și de soluționare a plângerilor;o) să informeze clienții racordați la obiectivele/sistemele din sectorul gazelor naturale cu privire la drepturile lor de a fi alimentați cu gaze naturale de o calitate specificată, la prețuri rezonabile, conform prevederilor legale în vigoare;p) să informeze corespunzător clienții finali cu privire la consumul lor efectiv de gaze naturale și la costurile reale aferente, suficient de frecvent astfel încât aceștia să aibă posibilitatea să își ajusteze propriul consum de gaze naturale. Aceste informații se comunică la intervale de timp corespunzătoare, ținându-se cont de capacitatea echipamentelor de măsurare ale clientului final și de raportul cost-beneficiu al acestor măsuri, fără să se perceapă clienților finali costuri suplimentare pentru acest serviciu;q) să înmagazineze gaze naturale la nivelurile necesare pentru asigurarea continuității în alimentarea cu gaze naturale a clienților săi, în conformitate cu prevederile legale în vigoare;r) să nu denunțe unilateral contractele de furnizare de gaze naturale încheiate cu clienții finali. Prevedere legală: art. 144 din Legea nr. 123/2012, cu modificările și completările ulterioare Furnizorul de gaze naturale de ultimă instanță are, în principal, obligația respectării următoarelor:a) de a asigura furnizarea gazelor naturale clienților finali, în conformitate cu reglementările ANRE, la prețuri reglementate de ANRE;b) de a furniza, conform reglementărilor emise de ANRE, gaze naturale clienților finali al căror furnizor se află în situația de a i se retrage licența de furnizare în cursul desfășurării activității sau în orice altă situație identificată de ANRE în care clienții finali nu au asigurată furnizarea de gaze naturale din nicio altă sursă.m. Obligațiile clienților finali Prevedere legală: art. 145 din Legea nr. 123/2012, cu modificările și completările ulterioare Clienții finali au obligația să achite facturile reprezentând contravaloarea serviciilor prestate de către furnizorul/operatorul sistemului, în termenul și în condițiile prevăzute în contractul încheiat cu acesta. Pentru neîndeplinirea obligațiilor contractuale, altele decât obligația de plată a clientului final, partea în culpă plătește celeilalte părți daune-interese până la acoperirea integrală a prejudiciului cauzat, în conformitate cu prevederile stipulate în contract. În cazul intervenției asupra unui sistem din sectorul gazelor naturale, inclusiv asupra unei instalații de utilizare, care pune în pericol siguranța alimentării cu gaze naturale, operatorul sistemului/instalației este îndreptățit să întrerupă alimentarea, în conformitate cu reglementările specifice ale ANRE. În cazul constatării, conform prevederilor legale în vigoare, a unor acțiuni menite să denatureze în orice fel indicațiile echipamentelor de măsurare sau să sustragă gaze naturale prin ocolirea echipamentelor de măsurare, furnizorul este îndreptățit să solicite clientului final constituirea de garanții financiare pentru o perioadă de consum echivalent de maximum un an. Refuzul constituirii acestor garanții dă dreptul furnizorului să solicite operatorului de transport/distribuție întreruperea alimentării clientului final.n. Obligațiile producătorilor de energie electrică și termică Prevedere legală: art. 28 din Legea nr. 123/2012, cu modificările și completările ulterioare Producătorul de energie electrică are, în principal, obligația respectării următoarelor:a) să asigure livrările de energie electrică și serviciile tehnologice de sistem, cu respectarea condițiilor impuse prin licențe, clauze contractuale și reglementări în vigoare;b) în cazul unităților dispecerizabile să oferteze întreaga putere electrică disponibilă pe piața de echilibrare, definită conform reglementărilor emise de autoritatea competentă;b^1) să livreze furnizorilor de ultimă instanță, în perioada 1 martie 2019-28 februarie 2022, energia electrică necesară asigurării consumului clienților casnici pentru care aplică tarife reglementate, în conformitate cu reglementările elaborate de ANRE;c) să oferteze public și nediscriminatoriu pe piața concurențială întreaga energie electrică rămasă disponibilă după îndeplinirea obligației prevăzute la lit. b^1).d) să oferteze nediscriminatoriu serviciile tehnologice de sistem;e) să nu transmită la operatorul de transport și de sistem notificări fizice în dezechilibru negativ față de contractele pe care le au încheiate, cu excepția producătorilor care beneficiază de scheme de sprijin, conform prevederilor prezentului titlu;f) să mențină o rezervă de combustibil la un nivel suficient sau, după caz, o rezervă suficientă de apă, pentru asigurarea siguranței SEN și pentru îndeplinirea obligațiilor de producție și furnizare continuă a energiei electrice, care se remunerează conform cu reglementările în vigoare;g) să se conformeze, din punct de vedere operativ, cerințelor operatorului de transport și de sistem și să înființeze, după caz, trepte proprii de conducere operativă;h) să transmită autorității competente un raport anual de activitate, conform reglementărilor în vigoare, chiar în condițiile în care nu deține licența de producere sau capacitățile sunt transferate altui operator economic.7. Informații privind starea sistemului gazier național Aceste informații se referă la interconectările prezente, accesul transfrontalier la instalațiile de stocare, fluxurile transfrontaliere, precum și capacitatea fizică de a transporta gazele în ambele direcții.a. Interconectări prezente În prezent importul de gaze naturale în România se realizează prin trei puncte de interconectare transfrontalieră:i. Orlovka (UA) - Isaccea (RO) Dn = 1000mm Capacitate = 8,6 mld.mc/an P(max) = 55 barii. Tekovo (UA) - Medieșu Aurit (RO) Dn = 700 mm Capacitate = 4,0 mld.mc/an P(max) = 70 bariii. Szeged (HU) - Arad (RO) Dn = 700mm Capacitate = 1,75 mld.mc/an P(max) = 63 bariv. Ungheni (MO) - Iași (RO) DN = 500 mm Capacitate = 1,5 mld.mc/an P(max) = 50 barv. Ruse (BG) - Giurgiu (RO) DN = 500 mm Capacitate = 1,5 mld.mc/an P(max) = 40 bar Sursa: Planul de dezvoltare a sistemului național de transport al gazelor naturale pentru perioada 2018-2027b. Capacitatea de stocare Capacitățile de înmagazinare din România și operatorii acestor capacități de stocare:
    Depozit Operator Capacitatea activă Capacitatea de extracție Capacitatea de injecție
    TWh/ciclu GWh/zi GWh/zi
    Bilciurești Romgaz 14,33 152,78 109,13
    Urziceni Romgaz 4,02 50,16 33,44
    Bălăceanca Romgaz 0,55 13,18 10,98
    Sărmășel Romgaz 9,6 79,03 68,5
    Ghercești Romgaz 1,63 21,4 21,4
    Târgu Mureș Depomureș 3,15 30,00 19,00
    TOTAL - 33,93 348,68 262,45
    Sursă: Planul de dezvoltare a sistemului național de transport al gazelor naturale pentru perioada 2018-2027
    ● Stocul de gaze naturale realizat la sfârșitul ciclului de injecție 2017: 2.242 mil.mc. ● Repartizarea stocului de gaze în depozitele subterane:
    Depozitul Stoc de gaze (mil.mc)
    Bilciurești 1.011
    Urziceni 262
    Balaceanca 52
    Ghercesti 97
    Sărmășel 468
    Cetatea de Balta52
    Târgu Mureș 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 datade 01.11.2018
    MWh mil. m.c.
    Bălăceanca 535.43149,957
    Bilciurești 10.535.195976,933
    Cetatea de Baltă284.80926,125
    Ghercești 1.095.910102,232
    Sărmășel 5.125.739483,932
    Urziceni 2.982.930272,518
    Total Depogaz 20.560.0131.911,697
    Depomureș 2.871.312273,380
    TOTAL 23.431.3252.185,077
    ● Stocul minim, conform Deciziei Președintelui ANRE nr. 783/2018 privind stabilirea nivelului stocului minim de gaze naturale pe care fiecare titular al licenței de furnizare a gazelor naturale are obligația 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 și în H.G. nr. 773/2018 pentru aprobarea măsurilor privind nivelul de siguranță și securitate în funcționare a Sistemului electroenergetic național, precum și măsurile în legătură cu realizarea stocurilor de siguranță ale Sistemului electroenergetic național în ceea ce privește combustibilii și volumul de apă din lacurile de acumulare pentru perioada 1 noiembrie 2018-31 martie 2019. Acest stoc minim trebuie constituit de către furnizorii licențiați de gaze naturale în depozitele operate de cei doi operatori de înmagazinare
    c. Potențialul maxim și mediu de extracție din depozitele de înmagazinare subterană a gazelor naturale Capacitatea maximă de extracție (la începutul ciclului de extracție) - 29 mil. mc/zi Capacitatea minimă de extracție (la sfârșitul ciclului de extracție) - 11,5 mil. mc/zid. Dezvoltarea capacităților de înmagazinare Programul de dezvoltare al depozitelor de înmagazinare subterană a gazelor naturale are ca obiective lege prioritare: creșterea flexibilității operaționale și crearea de noi depozite pentru zonele care se confruntă cu greutăți în alimentarea cu gaze (atât sezoniere, zilnice, cât și orare), în vederea creșterii gradului de siguranță în asigurarea cu gaze naturale a tuturor clienților în condiții imprevizibile. Noile reglementari UE depășesc cadrul creat în 2010 și cer țărilor UE să conlucreze în sensul identificării potențialelor întreruperi în aprovizionarea cu gaze naturale și să agreeze acțiunile comune care pot preveni sau elimina consecințele întreruperii alimentarii cu gaze naturale. A fost astfel creat un nou principiu, cel al solidarității statelor membre, care trebuie să reducă riscul de dependență de sursele externe.Obiectivul CE este asigurarea măsurilor necesare pentru a garanta continuitatea furnizării de gaze naturale în întreaga Uniune Europeană, în special pentru clienți protejați în caz de condiții climatice dificile sau de perturbare a furnizării de gaze. Pe lângă mărirea capacității de lucru a depozitelor subterane de gaze naturale (prin creșterea 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 atenție deosebită va fi acordată creșterii capacității maxime de livrare zilnică din depozite, corelată cu îmbunătățirea continuă a calității gazelor furnizate. Amplasarea noilor depozite se va face prin corelarea infrastructurii Sistemului Național de Transport cu zăcămintele depletate selectate prin studii de fezabilitate, astfel încât să fie îndeplinite condițiile minime tehnice și comerciale necesare dezvoltării unui depozit de înmagazinare. Funcție de condițiile concrete solicitate sau impuse (cantități, debite, presiuni, conducte de transport și 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. Condiția esențială pentru analizarea unor astfel de posibilități este existența unei cereri concrete din partea unor potențiali utilizatori, având în vedere faptul că și înmagazinarea subterană a gazelor naturale este o activitate economică, bazată pe cerere și ofertă și trebuie să asigure realizarea unui profit rezonabil pentru investitori. Înmagazinările subterane sunt utilizate cu predilecție pentru:– acoperirea vârfurilor de consum și regimului fluctuant al cererii;– redresarea operativă a parametrilor funcționali ai sistemului de transport (presiuni, debite);– controlul livrărilor în situații extreme (opriri surse, accidente, etc.). Cererea de gaze pe piața energetică românească este caracterizată de:– fluctuații sezoniere de cca. 60%;– fluctuații zilnice de cca. 25%;– fluctuații orare care pot ajunge la cca. 30%. Aceste fluctuații sunt cauzate în special de clienții din sectorul rezidențial (populație, spitale, școli, etc.) și energetic (termocentrale și centrale termice de zonă). Datorită schimbărilor apărute pe piața europeană a gazelor naturale, a liberalizării pieței gazelor naturale, înmagazinarea subterană a gazelor naturale va căpăta noi valențe. În noul context, depozitele de înmagazinare vor putea fi utilizate pentru:– acoperirea vârfurilor de consum și regimului fluctuant al cererii;– redresarea operativă a parametrilor funcționali ai sistemului de transport (presiuni, debite);– controlul livrărilor în situații extreme (opriri surse, accidente, etc.);– optimizarea prețului 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 injecție de 262,45 GWh/zi și capacitate de extracție 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 și proiecte de investiții în scopul creșterii capacităților de înmagazinare subterană a gazelor naturale, respectiv proiectele promovate de ROMGAZ și Depomureș:– Creșterea capacității de înmagazinare subterană a gazelor naturale în depozitul Sărmășel– Depozit de înmagazinare gaze naturale Depomureș Direcții de dezvoltare a sistemului de înmagazinare gaze naturale - proiecte majore de înmagazinare
    Sursa: Planul de dezvoltare a sistemului național de transport al gazelor naturale pentru perioada 2018-2027
    d1. Modernizarea infrastructurii sistemului de înmagazinare gaze naturale la depozitul Bilciurești Proiectul are ca scop creșterea capacității de livrare zilnică a gazelor naturale din depozitul Bilciurești până la un debit de 20 milioane mc/zi și asigurarea unui grad sporit de siguranță în exploatare.  +  Descrierea proiectului: Proiectul constă în următoarele:– modernizare instalații de separare, măsurare și uscare grupuri Bilciurești;– sistematizare și modernizare sistem de conducte aspirație/refulare gaze și modernizare sistem răcire stație comprimare Butimanu;– modernizare 19 sonde de injecție/extracție;– foraj 4 sonde noi;– conductă nouă (11 Km) transport gaze între depozit Bilciurești și stație 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 investiției: 59 milioane EUROd2. Creșterea capacității de stocare subterană gaze naturale la depozitul Sărmășel Proiectul are drept scop dezvoltarea depozitului de înmagazinare subterană existent de la Sărmășel prin mărirea capacității de la 900 milioane mc/ciclu la 1550 milioane mc/ciclu (o creștere cu 650 milioane mc/ciclu), creșterea capacității de injecție cu 4 milioane mc/zi, la un total de 10 milioane mc/zi, creșterea capacității de extracție cu 4 milioane mc/zi, la un total de 12 milioane mc/zi, prin creșterea capacității de comprimare, infrastructură nouă de suprafață pentru 59 de sonde de injecție-extracție, forajul unor sonde noi, etc. Proiectul este cuprins în Coridorul NSI East Gas - (Interconectarea Nord-Sud East Gas) pentru Regiunea Europa Centrală și de Est, de la 900 milioane mc/ciclu la 1.550 milioane mc/ciclu, număr de referință PIC 6.20.6  +  Descrierea proiectului: Proiectul va consta din următoarele:– extindere stație de comprimare;– extindere instalații de uscare și măsură gaze naturale;– instalații tehnologice sonde injecție/extracție;– modernizare 46 sonde de injecție/extracție;– foraj 15 sonde noi;– stoc inactiv gaze naturale. Termen estimat de finalizare: anul 2024 Valoarea totală estimată a investiției: 136 milioane EUROd3. Dezvoltarea depozitului de înmagazinare gaze naturale Depomureș Proiectul are drept scop creșterea volumului util al depozitului subteran până la 600 milioane mc în două etape, respectiv modernizarea infrastructurii actuale utilizate la înmagazinarea gazelor naturale. Obiectivele principale al proiectului:– creșterea siguranței în aprovizionarea cu gaze natural în România și regiunea Europei de Sud-Est, prin asigurarea unui volum mai mare de gaze înmagazinate, în contextul declinului producției interne de gaze naturale;– creșterea flexibilității sistemului gazier, necesară în perioade cu vârfuri de cerere, prin creșterea debitelor de injecție/extracție;– intensificarea concurenței, prin creșterea capacității de înmagazinare din sectorul privat din România;– asigurarea unei dezvoltări durabile, prin utilizarea de tehnologii moderne și eficiente, care să asigure un grad ridicat de securitate și siguranță, atât pe amplasamentul depozitului, cât și în vecinătatea acestuia. Termen finalizare proiect: 2022 (termenul va fi actualizat funcție de data finalizării și punerii în funcțiune a obiectivelor colector nou și stație 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 și la posibilitatea de a diversifica rute și surse de aprovizionare, dacă este fezabil, în vederea asigurării aprovizionării cu gaze pentru toți consumatorii. Conform noii reglementări europene privind siguranța în aprovizionarea cu gaze naturale și anume Regulamentul (UE) nr. 2017/1938 din 25 octombrie 2017 care prevede îndeplinirea mai multor obiective, printre care:– realizarea de către ENTSOG a unei simulări la nivelul UE pentru situația de întrerupere a furnizării sau de defecțiune 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 siguranța în aprovizionare și pentru a elabora și conveni asupra unor măsuri comune preventive și de răspuns;– introducerea principiului solidarității conform căruia Statele Membre trebuie să se ajute reciproc astfel încât să garanteze în permanență aprovizionarea cu gaze naturale pentru consumatorii vulnerabili chiar și în timpul celor mai severe situații de criză;– îmbunătățirea transparenței: companiile de gaze naturale trebuie să notifice în mod oficial autoritatea națională privind contractele pe termen lung care pot fi relevante pentru siguranța în furnizare;– stabilirea unui cadru prin care decizia privind o curgere permanentă bidirecțională a conductelor ia în calcul opiniile tuturor țărilor UE pentru care respectivul proiect aduce un beneficiu.a. Interconectări ale SNT cu sistemele similare din statele vecine Sistemul Național 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 rețeaua de conducte și racorduri de alimentare, cu diametre cuprinse între 50 și 1.200 mm și lungimea totală de 12.585 km (13.138 km incluzând și conductele de tranzit), la presiuni de operare cuprinse între 6 și 35 bar. SNT este conectat cu statele vecine, respectiv cu Ucraina, Ungaria, Moldova și Bulgaria, prin intermediul a cinci puncte de interconectare, având în prezent următoarea capacitate:– Medieșul Aurit (Ucraina, UkrTransGas -> România, Transgaz): punct de intrare în zona de nord a țării, 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 țării, cu o capacitate anuală de import de 8,6 mld m.c.;– Csanedpalota (Ungaria, FGSZ -> România, Transgaz): punct de intrare și ieșire în/din zona de vest a țării, cu o capacitate operațională de 1,75 mld m.c.– Iași-Ungheni (România, Transgaz -> Moldova, Moldovatransgaz): punct de ieșire din zona de est a țării, cu o capacitate anuală de 1,5 mld m.c.;– Giurgiu-Ruse (România, Transgaz -> Bulgaria, Bulgartransgaz):punct de ieșire din zona de sud a țării, cu o capacitate anuală de 1,5 mld m.c.. Punctele de interconectare transfrontalieră ale SNT și conductele de transport internațional gaze naturale din sud-estul României
    Sursa: Planul de dezvoltare a sistemului național de transport al gazelor naturale pentru perioada 2018-2027
    a.1. Interconectare România - Bulgaria (Giurgiu - Ruse)– conducta de interconectare este proiectată cu flux invers. Proiectul este cofinanțat de Uniunea Europeană, prin Programul Energetic European pentru Redresare, în conformitate cu Decizia de Finanțare nr. C(2010)5962/06.09.2010.– În data de 4 noiembrie 2016, s-a finalizat tragerea pe sub Dunăre a conductei de rezervă DN 500 în lungime de 2100 metri. În data de 11 noiembrie 2016 a fost pus în funcțiune firul principal al interconectorului.– Termenul pentru asigurarea unor capacități de transport bi-direcțional este finalul anului 2019.– caracteristici tehnice: DN 500, Capacitate = 1,5 mld.mc/an și P(m)ax = 40 bara.2. Interconectarea România - Ungaria (pe direcția Arad - Szeged)– a fost pusă în funcțiune în luna iulie 2010 (sensul de curgere este din Ungaria către România). Începând cu data de 1 noiembrie 2014 se asigură curgerea bi-direcțională permanentă la presiune de 20 bari și o capacitate fermă de transport de 10.000 m.c./oră și o capacitate întreruptibilă de transport de 40.000 m.c./oră. Pentru a fi posibilă creșterea capacității de transport pe direcția România - Ungaria la o valoare de 1,75 mld. m.c./an și asigurarea ulterioară a capacității maxime de 4,4 mld. m.c./an sunt necesare dezvoltări tehnice atât la nivelul sistemului românesc de transport, cât și la nivelul celui din Ungaria.– Condițiile tehnice care să permită un flux de gaze bidirecțional pe interconectarea România- Ungaria se vor realiza prin proiectul "Conductă de gaze din Bulgaria în Austria, via România și Ungaria", respectiv prin proiectul SNTGN TRANSGAZ S.A., "Dezvoltarea pe teritoriul României a Sistemului de Transport Gaze Naturale pe Culoarul Bulgaria-România-Ungaria-Austria" (BRUA), termenul pentru faza I, de asigurare a debitului bidirecțional de 1,75 miliarde de metri cubi/an este finalul anului 2019, iar capacitatea maximă de 4,4 miliarde mc/an va fi asigurată prin implementarea BRUA faza II.– caracteristici tehnice: DN 700, Capacitate = 1,75 mld.mc/an și P(m)ax = 63 bara.3. Interconectarea România - Moldova– conducta de interconectare Iași-Ungheni a fost inaugurată în data de 27.08.2014. Pentru a se putea asigura parametrii prevăzuți în fișa tehnică a interconectării Sistemelor Naționale de Transport Gaze Naturale din România și Republica Moldova, pe direcția Iași - Ungheni, sunt necesare realizarea unor dezvoltări suplimentare atât în sistemul românesc de transport gaze naturale, cât și în cel al Republicii Moldova. Cu prilejul ultimei Sesiuni a Comisiei mixte Interguvernamentale de colaborare economică dintre România și R.Moldova, care a avut loc la Chișinău în perioada 3-4 noiembrie 2016, părțile au agreat că SNTGN TRANSGAZ S.A va depune toate eforturile necesare pentru construcția gazoductului Ungheni-Chișinău, în conformitate cu proiectul elaborat și aprobat de către ambele părți, până la sfârșitul trimestrului I 2019.– Ministerul Energiei a emis în anul 2017 autorizația de construcție a conductelor de transport al gazelor naturale pe ruta Onești-Gherasti și Gherasti-Lețcani. Cele doua conducte, cu o lungime totala de 165.15 kilometri, urmează să fie conectate la gazoductul Iași-Ungheni. Construcția efectivă a celor doua conducte este estimată să înceapă în 2018, iar intrarea în operare este programată pentru anul 2019. Dezvoltarea infrastructurii de transport al gazelor naturale în zona de Nord-Est a României (în județele Bacău, Neamț și Iași) va îmbunătăți aprovizionarea cu gaze a consumatorilor din regiune și va asigura capacitatea de transport necesara către Republica Moldova– caracteristici tehnice: DN 700, Capacitate = 1,5 mld.mc/an și P(m)ax = 55 bara.4. Interconectare cu UCRAINA:– Conducta de interconectare Orlovka (UA) - Isaccea (RO) cu următoarele caracteristici: DN 1000, Capacitate = 8,6 mld.mc/an și P(m)ax = 55 bar;– Conducta de interconectare Tekovo (UA) - Medieșu Aurit (RO) cu următoarele caracteristici: DN 700, Capacitate = 4,0 mld.mc/an, și P(m)ax = 70 bar.
    b. Interconectarea sistemului național de transport gaze naturale cu conducta de transport internațional gaze naturale T1 și reverse flow Isaccea
    Sursa: Planul de dezvoltare a sistemului național 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 piețele din Grecia, Bulgaria, România și Ucraina, în condițiile în care se realizează și interconectarea între Grecia și Bulgaria– contractul de transport gaze naturale aferent capacității 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 licitații, conform codului european privind mecanisme de alocare a capacităților în punctele de interconectare transfrontalieră și a Ordinului ANRE nr. 34/2016– se vor putea asigura fluxuri fizice reversibile în punctul Negru Vodă 1, conform cerințelor 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 piața românească și pe piețele regionale Proiectul va consta în următoarele: ● Faza I:– Lucrări de interconectare între SNT și conducta de transport internațional T1, în zona stației de măsurare Isaccea;– Reparația conductei Dn 800 mm Cosmești - Onești (66,0 km). ● Faza II:– Modernizarea și amplificarea Stației de comprimare Siliștea;– Modernizarea și amplificarea Stației de comprimare Onești;– Modificări în interiorul NT Siliștea, NT Șendreni și NT Onești. Proiectul nu dezvoltă capacități suplimentare pe punctul de intrare/ieșire în SNT la Negru Vodă. Termen estimat de finalizare: anul 2018 pentru Faza I, respectiv anul 2019 pentru Faza II Valoarea estimată a investiției: 100,55 milioane EURO. Proiectul a fost inclus în ediția 2017 a TYNDP și face parte și din cea de a treia listă PCI/2017 a proiectelor de interes comun la nivelul Uniunii Europene la secțiunea 6.24.10 poziția 1, parte a Coridorului prioritar NSI EAST.
    c. Dezvoltarea pe teritoriul României a SNT pe coridorul Bulgaria - România - Ungaria - Austria (BRUA)
    Sursă: Planul de dezvoltare a sistemului național de transport al gazelor naturale pentru perioada 2018-2027
    Având în vedere trendul ascendent al dependenței Uniunii Europene de importuri de gaze naturale, pe fondul creșterii constante a cererii, precum și al scăderii producției interne, asigurarea securității 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 și a celor disponibile din terminale LNG spre Europa Centrală:– amplificarea South Caucasus Pipeline;– construirea conductei Trans-Anatolian Pipeline (TANAP);– construirea conductei Trans Adriatic Pipeline (TAP);– construirea interconectorului Grecia - Bulgaria (IGB). Prin implementarea acestor proiecte se creează posibilitatea transportului unor volume de gaze naturale din zona Marii Caspice până la granița de sud a României. În aceste condiții se impune adaptarea Sistemului Național de Transport gaze naturale la noile perspective, prin extinderea capacităților de transport gaze naturale între punctele existente de interconectare ale sistemului românesc de transport gaze naturale cu cel al Bulgariei (la Giurgiu) și al Ungariei (la Nădlac). Ținând cont de perspectiva materializării unor noi proiecte care vizează diversificarea rutelor de transport gaze naturale din Regiunea Mării Caspice înspre Europa Centrală, precum și a unor noi surse de gaze naturale în perimetrele off-shore din Marea Neagră, Transgaz își propune construirea unui nou coridor de transport gaze naturale care să asigure valorificarea volumelor de gaze naturale aferente acestor surse pe piața românească și europeană și posibilitatea curgerii fizice bidirecționale permanente pe interconectările cu Bulgaria și Ungaria. Proiectul Dezvoltarea pe teritoriul României a Sistemului Național de Transport Gaze Naturale pe coridorul Bulgaria-România-Ungaria-Austria (BRUA) constă în construirea unei conducte noi de transport gaze care va conecta Nodul Tehnologic Podișor cu Stația de Măsurare Gaze (SMG) Horia pe direcția Podișor-Corbu - Hurezani - Hațeg - Recaș - Horia. Proiectul "Dezvoltarea pe teritoriul României a Sistemului Național de Transport Gaze Naturale pe Coridorul Bulgaria - România - Ungaria - Austria", vizează dezvoltări ale capacităților de transport gaze naturale între interconectările dintre sistemul românesc de transport gaze naturale și sistemele similare ale Bulgariei și Ungariei, mai precis, constă în construirea unei conducte noi de transport gaze naturale care să realizeze legătura între Nodul Tehnologic Podișor și SMG Horia. Proiectul BRUA este prevăzut în Planul de dezvoltare european TYNDP 2017 și este propus pentru includere și în ediția 2018 a Planului de dezvoltare european - TYNDP 2018. De asemenea a fost inclus pe lista actualizată a proiectelor de interes comun publicată în luna noiembrie 2017 ca și anexă la Regulamentul nr. 347/2013. Astfel, lista actualizată a Proiectelor de Interes Comun (Lista 3/2017) a Uniunii, cuprinde Proiectul la secțiunile 6.24.1 poziția a doua și 6.24.4 poziția a patra în cadrul "Grupului de proiecte care presupune creșterea etapizată a capacității coridorului de transport bidirecțional Bulgaria - România - Ungaria -Austria (cunoscut în prezent ca și ROHUAT/BRUA) care va permite 1,75 mld. mc/an în prima fază și 4,4 mld. mc/an în cea de a doua fază, cu posibilitatea preluării inclusiv a noilor resurse de la Marea Neagră". În cadrul acestui grup de proiecte se regăsește Proiectul BRUA, implementarea acestuia realizându-se în două faze:– Dezvoltarea pe teritoriul României a unei capacități de transport gaze naturale pe coridorul Podișor-Recaș, incluzând o nouă conductă, stație de măsurare și 3 stații noi de comprimare la Podișor, Bibești și Jupa - 6.24.1 poziția a doua în Lista 3 PCI/2017;– Extinderea pe teritoriul României a capacității de transport gaze naturale de la Recaș la Horia către Ungaria până la 4,4 mld.mc/a și amplificarea stațiilor de comprimare de la Podișor, Bibești și Jupa - 6.24.4 poziția a patra în Lista 3 PCI/2017. Mai mult, pe lista de priorități a grupului de lucru CESEC (Central East South Europe Gas Connectivity) a fost inclus și Proiectul BRUA, astfel:– Faza I a Proiectului BRUA a fost inclusă pe lista proiectelor prioritare;– Faza II a Proiectului BRUA a fost inclusă pe lista proiectelor prioritare condiționate. Printre altele, importanța proiectului pentru România rezidă în:– asigurarea unui grad adecvat de interconectivitate cu țările vecine;– crearea unor rute de transport gaze naturale la nivel regional pentru a asigura transportul gazelor naturale provenite din diverse noi surse de aprovizionare;– crearea infrastructurii necesare preluării și transportului potențialelor volume de gaze naturale din perimetrele off-shore din Marea Neagră în scopul valorificării acestora pe piața românească și pe alte piețe din regiune;– contribuția adusă la crearea pieței unice integrate la nivelul Uniunii Europene. Prevăzut a fi dezvoltat în două etape, la care se adaugă conectarea posibilelor volume de gaze naturale ce vor fi produse prin exploatarea rezervelor offshore ale României din Marea Neagră, proiectul necesită investiții de aproximativ 813 milioane Euro, având ca termen de punere în funcțiune anul 2019. În cadrul primelor două etape, prin care se realizează, practic, conexiunea interconectărilor RO-BG și RO-HU, se vor construi 3 stații de comprimare și o conducta nouă (în lungime de 428 km), necesarul de investiții fiind de cca. 550 milioane Euro. Transgaz are în vedere dezvoltarea etapizată a Proiectului BRUA: ● Faza I care constă în realizarea următoarelor obiective:– conductă Podișor - Recaș 32" x 63 bar în lungime de 479 km;– trei stații de comprimare gaze (SC Podișor, SC Bibești și SC Jupa), fiecare stație fiind echipată cu două agregate de comprimare (unul în funcțiune și unul în rezervă), cu posibilitatea de asigurare a fluxului bidirecțional de gaze. ● Faza II care constă în realizarea următoarelor obiective:– conductă Recaș - Horia 32" x 63 bar în lungime de aproximativ 50 km;– amplificarea celor trei stații de comprimare (SC Podișor, SC Bibești și SC Jupa) prin montarea unui agregat suplimentar de comprimare în fiecare stație;– amplificarea stației de măsurare gaze existente SMG Horia. Implementarea Proiectului BRUA are drept rezultat asigurarea posibilității fizice de curgere bidirecțională permanentă între interconectările cu Bulgaria și cu Ungaria, asigurându-se următoarele capacități de transport gaze naturale:– capacitate de transport spre Ungaria de 1,75 mld. Smc/an, respectiv de 1,5 mld. Smc/an spre Bulgaria la finalizarea Fazei I;– capacitate de transport spre Ungaria de 4,4 mld. Smc/an, respectiv de 1,5 mld. Smc/an spre Bulgaria la finalizarea Fazei II. Termen estimat de finalizare: anul 2019 pentru Faza I, respectiv anul 2022 pentru Faza II. Valoarea totală a investiției: 547,4 milioane Euro, defalcată astfel: ● Faza I.: 478,6 mil Euro ● Faza II.: 68,8 mil Euro Având în vedere statutul de proiect de interes comun, Proiectul BRUA fiind inclus și în prima listă PCI la poziția 7.1.5, Transgaz a obținut o finanțare nerambursabilă prin programul Connecting Europe Facility pentru proiectarea celor trei stații de comprimare.
    d. Dezvoltarea pe teritoriul României a Coridorului Sudic de Transport pentru preluarea gazelor naturale de la țărmul Mării Negre
    Sursă: Planul de dezvoltare a sistemului național 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 și evaluările realizate până în prezent au evidențiat zăcăminte de gaze naturale semnificative în Marea Neagră. Mai mult, Proiectul AGRI are în vedere transportul gazelor naturale din zona Mării Caspice până la țărmul Marii Negre. În aceste condiții dezvoltarea pe teritoriul României a unei infrastructuri de transport gaze naturale de la țărmul Mării Negre până la granița România-Ungaria reprezintă una din prioritățile majore ale TRANSGAZ. Proiectul este de o importanță deosebită la nivel european prin prisma contribuției sale la diversificarea surselor de aprovizionare și prin faptul că oferă acces la o sursă europeană printr-o rută ce traversează exclusiv țări ale UE. Obiectivul major al acestei investiții constă în construirea unei conducte telescopice de transport gaze naturale Tuzla - Podișor, în lungime de 308,2 km și Dn 1200 respectiv Dn 1000, care să facă legătura între resursele de gaze naturale disponibile la țărmul Mării Negre și coridorul BULGARIA - ROMÂNIA - UNGARIA - AUSTRIA, astfel asigurându-se posibilitatea transportului gazelor naturale spre Bulgaria și Ungaria prin interconectările existente Giurgiu - Ruse (cu Bulgaria) și Nădlac - Szeged (cu Ungaria). De asemenea, această conductă se va interconecta cu actuala conductă internațională de transport gaze naturale T1. Capacitatea de transport este de 8,14 mil.mc/an conform procedurii Open-Season prezentate pe site-ul Transgaz. Importanța 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, secțiunea 6.24.4, poziția 5 "Conductă țărmul Mării Negre - Podișor (RO) pentru preluarea gazelor din Marea Neagră"– lista proiectelor prioritare condiționate 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 investiției: 298,4 milioane Euro. În condițiile în care proiectul va îndeplini toate criteriile de eligibilitate prevăzute în Regulamentul nr. 347/2013, Transgaz intenționează să depună o cerere de investiție în vederea accesării unui grant nerambursabil pentru lucrări prin mecanismul Connecting Europe Facility.
    e. Dezvoltări ale SNT în zona de Nord - Est a României în scopul îmbunătățirii aprovizionării cu gaze naturale a zonei precum și a asigurării capacităților de transport spre/dinspre Republica Moldova Având în vedere necesitatea îmbunătățirii alimentării cu gaze naturale a regiunii de nord-est a României și ținând seama de perspectiva oferită de conducta de interconectare dintre România și Republica Moldova (Iași - Ungheni), de a oferi capacități 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 asigurați parametrii tehnici adecvați cerințelor de consum din regiunile vizate.
    Sursa: Planul de dezvoltare a sistemului național de transport al gazelor naturale pentru perioada 2018-2027
    Interconectorul România - Republica Moldova (Iași-Ungheni) este funcțional începând cu data de 27 august 2014 și are o capacitate de funcționare de 1,5 mld mc/an. În scopul eficientizării atât a procesului de implementare, cât și al obținerii de finanțări în cadrul programelor puse la dispoziție din fonduri europene de dezvoltare regională, proiectul a fost împărțit în sub-proiecte. Descrierea proiectului:– Construirea unei conducte de transport gaze naturale noi DN 700, Pn 55 bar, pe direcția Onești -Gherăești în lungime de 104 km. Traseul acestei conducte va fi paralel în mare parte cu conductele existente DN 500 Onești - Gherăești;– Construirea unei conducte noi de transport gaze naturale DN 700, Pn 55 bar, pe direcția Gherăești - Lețcani în lungime de 61 km. Această conductă va înlocui conducta existentă DN 400 Gherăești - Iași pe tronsonul Gherăești - Lețcani;– Construirea unei Stații de comprimare gaze noi la Onești, având o putere instalată de 9,14 MW, 2 compresoare de câte 4,57 MW, unul activ și unul de rezervă;– Construirea unei Stații de comprimare gaze noi la Gherăești, având o putere instalată de 9,14 MW, 2 compresoare de câte 4,57 MW, unul activ și unul de rezervă. Termen estimat de finalizarea a proiectului: 2019 Valoarea totală estimată a investiției: 152,7 milioane Euro. Prin realizarea acestui proiect, va putea fi asigurată presiunea necesară și capacitatea de transport de 1,5 mld.mc/an în punctul de interconectare dintre sistemele de transport ale României și Republicii Moldova. Proiectul "Dezvoltarea capacității de transport a SNT în vederea asigurării fluxului de gaze naturale pe direcția România - Republica Moldova" a fost acceptat ca eligibil conform condițiilor stabilite de Programul Operațional Infrastructura Mare (POIM). În cadrul acestui program, Axa Prioritară (AP) 8. - Obiectivul Strategic (OS) 8.2 - "Creșterea gradului de interconectare a Sistemului Național de Transport a gazelor naturale cu alte state vecine", are o alocare financiară de circa 55 milioane euro.
    f. Amplificarea coridorului bidirecțional de transport gaze naturale Bulgaria - România - Ungaria - Austria (BRUA Etapa 3)
    Sursa: Planul de dezvoltare a sistemului național de transport al gazelor naturale pentru perioada 2018-2027
    În funcție de volumele de gaze naturale disponibile la țărmul Mării Negre, (care nu vor putea fi preluate de Culoarul BRUA), pe termen lung se are în vedere dezvoltarea capacității de transport pe culoarul Onești - Coroi - Hațeg - Nădlac. Dezvoltarea acestui culoar de transport gaze naturale presupune următoarele:– reabilitarea unor conducte existente ce aparțin SNT;– înlocuirea unor conducte existente ce aparțin SNT sau conducte noi instalate în paralel cu conductele existente;– dezvoltarea a 4 sau 5 stații noi de comprimare cu o putere totală instalată de aprox. 66 - 82,5MW– creșterea capacități 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 și eficientizării atât a procesului de implementare, cât și a posibilităților de atragere a unor finanțări nerambursabile, culoarul a fost împărțit în două proiecte. Cele două proiecte sunt:1. Asigurarea curgerii reversibile pe interconectarea România - Ungaria:– Proiect PCI: 6.24.10 poziția 2;– Coridor prioritar: NSI EAST. Proiectul va consta în următoarele:– Conductă nouă de transport gaze naturale Băcia - Hațeg - Horia - Nădlac în lungime de aproximativ 280 km;– Doua stații noi de comprimare gaze naturale amplasate de-a lungul traseului.2. Dezvoltarea SNT între Onești și Băcia:– Proiect PCI: 6.24.10 poziția 2.– Coridor prioritar: NSI EAST Proiectul va consta în următoarele:– Reabilitarea unor tronsoane de conductă;– Înlocuirea unor conducte existente cu conducte noi cu diametru și presiune de operare mai mare;– Două sau trei stații 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 și anexă la Regulamentul nr. 347/2013 fiind incluse la poziția 6.24. sub denumirea "Amplificarea coridorului de transport bidirecțional Bulgaria - România - Ungaria - Austria (BRUA faza 1, 2 și 3) ". Termen de finalizare pentru întreg coridorul: anul 2023 Valoarea estimată a investiției: 530 milioane Euro Realizarea acestui coridor depinde în continuare de evoluția 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 investiție putând fi luată doar în momentul în care cererea de capacități suplimentare este confirmată prin acorduri și contracte de rezervare.
    g. Noi dezvoltări ale SNT în scopul preluării gazelor de la țărmul Mării Negre
    Sursa: Planul de dezvoltare a sistemului național de transport al gazelor naturale pentru perioada 2018-2027
    Având în vedere zăcămintele de gaze naturale descoperite în Marea Neagră, Transgaz intenționează 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 și diametru Dn 500, de la țărmul Mării Negre până la conducta existentă de transport internațional 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 investiției: 9,14 milioane Euro.
    h. Interconectarea România - Serbia - interconectarea Sistemului Național de Transport gaze naturale cu sistemul similar de transport gaze naturale din Serbia
    Sursa: Planul de dezvoltare a sistemului național de transport al gazelor naturale pentru perioada 2018-2027
    În contextul prevederilor Strategiei Europene privind Uniunea Energiei și a acțiunilor de implementare a obiectivelor acestei strategii (competitivitate, sustenabilitate și securitatea aprovizionării cu energie), România acordă interes deosebit asigurării dimensiunii securității energetice, dezvoltării infrastructurii energetice prin diversificarea surselor și rutelor de transport energetic, întăririi solidarității între statele membre și asigurării funcționării eficiente a pieței energiei. În scopul întăririi gradului de interconectivitate între sistemele de transport gaze naturale din statele membre UE și al creșterii securității energetice în regiune, se înscrie și proiectul privind realizarea interconectării Sistemului Național 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 granița dintre România și Serbia este localitatea Mokrin, zona Timiș - Arad. Proiectul "Interconectarea Sistemului Național de Transport gaze naturale cu sistemul similar de transport gaze naturale din Serbia" constă în construirea unei conducte de interconectare a sistemului național de transport gaze naturale cu sistemul de transport gaze naturale din Serbia pe direcția Recaș - Mokrin în lungime de aproximativ 97 km.  +  Descrierea proiectului: Proiectul va consta în următoarele: ● Construirea unei conducte noi de interconectare pe direcția Recaș - Mokrin în lungime de aprox 97 km din care 85 km pe teritoriul României și 12 km pe teritoriul Șerbiei cu următoarele caracteristici:– Presiunea în conducta BRUA zona Recaș: 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 stații de măsurare gaze naturale (amplasată pe teritoriul României). Termen estimat de finalizare: anul 2020 Valoarea totală estimată a investiției: 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 Șerbiei (inclusiv gară de lansare primire PIG și stație de reglare)– 1,5 mil EURO stația 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 situația în care vor fi preluate gaze naturale din Serbia spre România, acestea pot fi direcționate la consum în zona Timișoara - Arad, prin conducta DN 600 Horia - Mașloc - Recaș (25 bar), la presiuni mai mici decât în conducta BRUA .
    i. Modernizare SMG Isaccea 1 și SMG Negru Vodă 1
    Sursa: Planul de dezvoltare a sistemului național de transport al gazelor naturale pentru perioada 2018-2027
    În vederea creșterii gradului de asigurare a securității 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 acțiunile prevăzute în aceste Acorduri se numără și modernizarea stațiilor de măsurare gaze naturale din cele două puncte de interconectare. Proiectul "Modernizare SMG Isaccea 1 și SMG Negru Vodă 1" constă în construirea a două stații noi de măsurare gaze naturale în incintele existente ale Stațiilor de Măsurare.  +  Descrierea proiectului:1. Stație de măsurare SMG Isaccea 1 Stația de Măsurare modernizată va fi dotată cu instalație de separare/filtrare și instalație de măsurare: ● Separarea/filtrarea este asigurată de o baterie de separare/filtrare. ● Instalația de măsurări va fi compusă din mai multe linii de măsurare paralele (în operare și în rezervă) echipate cu contoare cu ultrasunete în scopul măsurării cantităților de gaze naturale livrate, fiecare linie fiind echipată identic cu trei sisteme de măsurare independente (Pay, Check și Verificare). Sistemele independente Pay și 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 cantităților de gaze naturale ce vor fi livrate prin SMG. Numărul de linii în operare va depinde de cantitățile de gaze naturale ce urmează a fi vehiculate prin SMG. Pentru verificarea menținerii trasabilității contoarelor cu ultrasunete de pe liniile de măsurare, se vor înseria periodic cu o linie de măsurare de referință echipată cu contor cu trubină. În cazul în care unul dintre sisteme nu mai corespunde standardelor și/sau limitelor de eroare stabilite, linia de măsurare respectivă se va închide și se va retrage din operarea normală până la remedierea cauzelor care au produs aceste disfuncționalități. Volumele rezultate din măsurarea independentă a sistemelor Pay, Check și Verificare vor fi monitorizate continuu.2. Stația de măsurare SMG Negru Vodă 1 Stația de Măsurare modernizată va fi dotată cu instalație de separare/filtrare și instalație de măsurare ● Separarea/filtrarea este asigurată de o baterie de separare/filtrare. ● Instalația de măsurare va fi compusă din mai multe linii de măsurare paralele (în operare și în rezervă) echipate cu contoare cu ultrasunete în scopul măsurării cantităților de gaze naturale livrate, fiecare linie fiind echipată identic cu două sisteme de măsurare independente (Pay și Check). Sistemele independente Pay și Check vor utiliza contoare cu ultrasunete dual. Numărul liniilor de măsurare este suficient pentru a permite măsurarea cantităților de gaze naturale ce vor fi livrate prin SMG. Numărul de linii în operare, va depinde de cantitățile de gaze naturale ce urmează a fi vehiculate prin SMG. Pentru verificarea menținerii trasabilității contoarelor cu ultrasunete de pe liniile de măsurări, se vor înseria periodic cu o linie de măsurare de referință echipată cu contor cu turbină. Proiectul presupune modernizarea celor două stații de măsurare pentru capacitățile existente și oferă posibilitatea funcționării în regim bidirecțional și la Isaccea. În cazul în care unul dintre sisteme nu mai corespunde standardelor și/sau limitelor de eroare stabilite, linia de măsurare respectivă se va închide și se va retrage din operarea normală până la remedierea cauzelor care au produs aceste disfuncționalități. Volumele rezultate din măsurarea independentă a sistemelor Pay și Check vor fi monitorizate continuu. Termen estimat de finalizare: anul 2019 Valoarea totală estimată a investiției: 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 național de transport gaze naturale cu sistemul de transport gaze naturale din Ucraina, pe direcția Gherăești - Siret - proiect nou
    Sursa: Planul de dezvoltare a sistemului național de transport al gazelor naturale pentru perioada 2018-2027
    Prin Planul de Dezvoltare al Sistemului Național de Transport Gaze Naturale, Transgaz și-a propus creșterea gradului de interconectare al rețelei naționale de transport gaze naturale la rețeaua de gaze naturale europeană. În acest sens, în completarea proiectului privind dezvoltări ale SNT în zona de Nord - Est a României în scopul îmbunătățirii aprovizionării cu gaze naturale a zonei precum și a asigurării capacităților de transport spre/dinspre Republica Moldova, Transgaz a identificat oportunitatea realizării unei interconectări a SNT cu sistemul de transport gaze naturale din Ucraina, pe direcția Gherăești - Siret.  +  Descrierea proiectului: Proiectul "Interconectarea sistemului național de transport gaze naturale România cu sistemul național de transport gaze naturale Ucraina pe direcția Gherăești - Siret" constă în:– construirea unei conducte de transport gaze naturale și a instalațiilor aferente, pe direcția Gherăești - Siret;– construirea unei stații de măsurare gaze transfrontalieră;– amplificarea stațiilor de comprimare Onești și Gherăești, dacă este cazul. Proiectul se află într-o fază incipientă, capacitățile care urmează să fie dezvoltate în cadrul acestui proiect vor fi stabilite ulterior. Termen estimat de finalizare: anul 2025 Valoarea totală estimată a investiției: 125 milioane EURO
    9. Autoritatea Competentă Autoritatea Competentă care are competență în asigurarea securității 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 Independenței, nr. 202 E, sector 6, București e-mail: gas_supply@energie.gov.ro;10. Concluzii În calitate de stat membru al Uniunii Europene, România este un furnizor de securitate energetică în regiune și în Europa și are potențialul de a-și întări acest rol, contribuind activ prin politica și programele sale la atingerea obiectivelor Uniunii Europene în domeniul energetic. România promovează și implementează o strategie integrată în sectorul gazier, atât pentru componenta de transport, cât și pentru cea de înmagazinarea gazelor naturale, cu efecte pozitive în consolidarea cooperării regionale dintre România și statele vecine. Strategia integrată este în acord cu obiectivele Uniunii Energetice și se înscrie în noua dimensiune promovată de aceasta. Din perspectiva funcționării pieței de gaze naturale și a dezvoltării piețelor competitive și integrate în regiunea Central și Sud-Est Europeană în domeniul gazelor naturale în cadrul inițiativei CESEC - Central East South Europe Gas Connectivity, România susține diversificarea surselor de aprovizionare cu gaze a regiunii Central și Sud-Est Europene și încurajează dezvoltarea de proiecte în conformitate cu prioritățile stabilite la nivelul inițiativei CESEC. În acest context, în România, furnizarea de gaze naturale pentru clienții protejați este asigurată, în condiții normale de piață și - în situații de urgență - prin implementarea măsurilor prevăzute în Planul de Urgență.11. Glosar de termeni AC - Autoritate Competentă - Ministerul Energiei, prin intermediul Serviciului Autoritatea Competentă Aprovizionare Gaze NaturaleRegulamentul nr. 1938/2017 - Regulamentul (UE) nr. 2017/1938 al Parlamentului European și al Consiliului din 25 octombrie 2017 privind măsurile de garantare a siguranței furnizării de gaze și de abrogare a Regulamentului (UE) nr. 994/2010 ME - Ministerului Energiei Legea nr. 123/2012 - Legea energiei electrice și a gazelor naturale, publicată în Monitorul Oficial al României, Partea I, nr. 485 din 16 iulie 2012, cu modificările și completările ulterioare ANRE - Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei ANRGN - Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Gazelor Naturale SNT - Sistemul Național de Transport gaze naturale CE - Comisia Europeană UR - utilizator rețea sistem de transport gaze naturale-----