Plan de Acțiuni Preventive privind măsurile de garantare a … · 2017. 11. 22. · PLAN DE...

Plan de Acțiuni Preventive

privind măsurile de garantare

a securităţii aprovizionării cu

gaze naturale

Ministerul Energiei

PLAN DE ACȚIUNI PREVENTIVE PRIVIND MĂSURILE DE

GARANTARE A SECURITĂŢII APROVIZIONĂRII CU GAZE

NATURALE

1/54

PLAN DE ACȚIUNI PREVENTIVE

Elaborat în conformitate cu Articolul 4 paragraful (1) a) şi Articolul 10 al Regulamentului (UE)

994/2010 al Parlamentului European şi al Consiliului din 20 octombrie 2010 privind măsurile de

garantare a securităţii aprovizionării cu gaze naturale şi de abrogare a Directivei 2004/67/CE

Conținut

Introducere ...................................................................................................................................... 2

Cadru legal ................................................................................................................................... 2

Rezultatele Evaluării Riscurilor ...................................................................................................... 4

Matricea Riscurilor ...................................................................................................................... 5

Scenarii de risc ............................................................................................................................. 6

Standardele privind infrastructura ............................................................................................. 10

Măsurile de garantare în România a securităţii aprovizionării cu gaze naturale ....................... 13

Obligaţii impuse participanților în sistemul energetic ............................................................... 17

Informaţii privind starea sistemului gazier național ...................................................................... 29

Măsuri referitoare la diversificarea surselor .................................................................................. 34

Concluzii ....................................................................................................................................... 53

Glosar de termeni .......................................................................................................................... 54



NATURALE

2/54

Introducere

În anul 2012, România, prin intermediul Ministerului Economiei, a elaborat “Evaluarea riscurilor

asociate cu securitatea aprovizionării cu gaze naturale”. Acest document a fost întocmit în

conformitate cu Articolul 9 din Regulamentul (UE) 994/2010, document revizuit de Ministerul

Energiei în cursul anului 2017.

Urmând aceeaşi linie de conformitate cu cerinţele Regulamentului mai sus menţionat, “Planul de

Acţiuni Preventive” conţine măsurile necesare pentru eliminarea sau minimizarea riscurilor

identificate în “Evaluarea Riscurilor asociate cu securitatea aprovizionării cu gaze naturale”.

Planul de Acţiuni Preventive a fost elaborat şi actualizat de Autoritatea Competentă, în baza

consultărilor cu principalii actori de pe piaţa gazelor naturale din România. Atribuţia punerii în

aplicare a măsurilor prevăzute de Regulamentul (UE) 994/2010 revine Ministerului Energiei, în

calitate de Autoritate Competentă, potrivit prevederilor art. 102 lit. l) din Legea 123/2012.

Principalele teme abordate pe parcursul elaborării Planului au fost: matricea riscurilor,

principalele scenarii de risc care pot influenţa semnificativ securitatea aprovizionării cu gaze

naturale a României şi implicit a statelor membre din regiune, standardele privind infrastructura

de gaze naturale, obligaţiile impuse întreprinderilor din sectorul gazelor naturale în legătură cu

funcţionarea în siguranţă a reţelei de gaze naturale şi interconectările cu statele din regiune,

membre sau nemembre ale Uniunii Europene.

„Evaluarea Riscurilor asociate cu securitatea aprovizionării cu gaze naturale” a demonstrat, prin

conceptul N-1, că standardele privind infrastructura de gaze naturale sunt îndeplinite de

România, prin calcularea formulei rezultând valoarea de 105,92%. Acest concept (N-1) descrie

capacitatea tehnică a infrastructurilor de gaze de a satisface cererea totală de gaze a zonei luate în

calcul în cazul afectării infrastructurii unice principale de gaze pe parcursul unei zile cu cerere

excepţional de mare, constatată statistic o dată la 20 de ani, ca efect al unor temperaturi extrem

de scăzute la nivelul întregii ţări sau în zone însemnate ale ţării.1

Infrastructura de gaze naturale a României, conform rezultatelor din “Evaluarea Riscurilor”,

poate face faţă aproape oricărui scenariu de risc din aprovizionare sau de afectare a infrastructurii

principale de transport.

Cadru legal

Planul de Acţiuni Preventive a fost redactat în conformitate cu prevederile Regulamentului (UE)

994/2010 al Parlamentului European şi al Consiliului din 20 octombrie 2010 privind măsurile

de garantare a securităţii aprovizionării cu gaze naturale şi de abrogare a Directivei

2004/67/CE și anume în cadrul articolul 4, paragraful 1 lit. a), care specifică următoarele:

1 Temperatura minimă, mediată pe 7 zile consecutive, cu probabilitatea de revenire de o dată la 20 de ani, este în

România de -19,0725 ºC (sursă: Ministerul Mediului, Administrația Națională de Meteorologie).



NATURALE

3/54

Autoritatea competentă a fiecărui stat membru, după consultarea întreprinderilor din sectorul

gazelor, a organizaţiilor relevante care reprezintă interesele consumatorilor casnici şi

industriali de gaze şi a autorităţii naţionale de reglementare, în cazul în care aceasta este

diferită de autoritatea competentă, elaborează, fără a aduce atingere alineatului (3), la nivel

naţional un plan de acţiune preventiv conţinând măsurile necesare pentru reducerea riscurilor

identificate, în conformitate cu evaluarea de risc efectuată potrivit articolului 9.

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

(1) Planurile de acţiune preventive naţionale şi cele comune conţin:

(a) rezultatele evaluării riscurilor prevăzute la articolul 9;

(b) măsurile, volumele, capacităţile şi timpul necesar pentru îndeplinirea standardelor privind

infrastructura şi aprovizionarea, prevăzute la articolele 6 şi 8, inclusiv, dacă este cazul,

proporţia în care măsurile referitoare la cerere pot compensa îndeajuns, în timp util, o

întrerupere a aprovizionării menţionate la articolul 6 alineatul (2), identificarea infrastructurii

unice principale de gaze de interes comun în cazul aplicării articolului 6 alineatul (3), precum şi

orice standard privind suplimentarea ofertei în conformitate cu articolul 8 alineatul (2);

(c) obligaţiile impuse întreprinderilor din sectorul gazelor naturale şi altor organisme relevante,

inclusiv în legătură cu funcţionarea sigură a reţelei de gaze;

(d) celelalte măsuri preventive, ca de exemplu, cele referitoare la necesitatea de a dezvolta

interconectările între statele membre învecinate şi posibilitatea de a diversifica rutele şi sursele

de aprovizionare cu gaze, dacă este fezabil, pentru gestionarea riscurilor identificate, în vederea

asigurării aprovizionării cu gaze pentru toţi consumatorii cât mai mult timp posibil;

(e) mecanismele care urmează să fie folosite în cadrul colaborării cu alte state membre pentru

întocmirea şi punerea în aplicare a planurilor de acţiune preventive comune şi a planurilor de

urgenţă comune menţionate la articolul 4 alineatul (3), dacă este cazul;

(f) informaţii privind interconectările existente şi viitoare, inclusiv cele care oferă acces la

reţeaua de gaz a Uniunii, fluxurile transfrontaliere, accesul transfrontalier la instalaţiile de

stocare şi capacitatea fizică de a transporta gazele în ambele direcţii („capacitate

bidirecţională”), îndeosebi într-o situaţie de urgenţă;

(g) informaţiile privind toate obligaţiile de serviciu public legate de securitatea aprovizionării

cu gaze.

(2) Planurile de acţiuni preventive naţionale şi cele comune, în special acţiunile care vizează

atingerea standardelor privind infrastructura prevăzute la articolul 6, iau în considerare planul

pe 10 ani de dezvoltare a reţelei la nivelul Uniunii care va fi elaborat de ENTSO pentru gaz în

conformitate cu articolul 8 alineatul (10) din Regulamentul (CE) nr. 715/2009. (3) Planurile de

acţiune preventive naţionale şi cele comune se bazează în primul rând pe măsuri de piaţă şi iau

în considerare impactul economic, eficacitatea şi eficienţa măsurilor adoptate, efectele asupra

funcţionării pieţei interne a energiei şi impactul asupra mediului şi a consumatorilor şi nu

creează poveri inutile pentru întreprinderile din sectorul gazelor naturale, nici nu au un impact

negativ asupra funcţionării pieţei interne a gazelor.

(3) Planurile de acţiune preventive naţionale şi cele comune se actualizează la fiecare doi ani,

dacă împrejurările nu necesită o actualizare mai frecventă, şi reflectă versiunea actualizată a



NATURALE

4/54

evaluării riscurilor. Consultările prevăzute între autorităţile competente potrivit articolului 4

alineatul (2) au loc înainte de adoptarea versiunii actualizate a planului. În redactarea

documentului s-a ţinut cont, de asemenea, de Anexa II din Regulamentul 994/2010.

Principalele acte normative din legislaţia naţională avută în vedere la elaborarea acestui plan

sunt:

Legea nr. 123 din iulie 2012 - legea energiei electrice şi a gazelor naturale, cu modificările şi

completările ulterioare;

Ordinul ANRE nr. 16 din martie 2013 - privind aprobarea Codului reţelei pentru Sistemul

naţional de transport al gazelor naturale, cu modificările și completările ulterioare;

Ordinul ANRE nr. 29 din iunie 2016 - pentru aprobarea Regulamentului privind furnizarea

gazelor naturale la clienţii finali;

Ordinul ANRE nr. 35 din iulie 2016 - pentru aprobarea metodologiei privind determinarea

anuala a stocului minim de gaze naturale pentru titularii licentelor de furnizare gaze naturale;

Decizia ANRE nr. 1.548/30.10.2017 privind stabilirea nivelului stocului minim de gaze

naturale pe care fiecare titular al licenţei de furnizare a gazelor naturale are obligaţia de a-l

constitui în depozitele de înmagazinare subterană pană la data de 31 octombrie 2017

Ordinul ANRE nr. 162 din noiembrie 2015 - privind aprobarea Standardului de performanţă

pentru serviciul de distribuţie şi de sistem al gazelor naturale;

Ordinul ANRE nr. 37 din octombrie 2007 - privind aprobarea Standardului de performanţă

pentru activitatea de furnizare a gazelor naturale;

Decizia ANRE nr. 824 din iunie 2004 - pentru aprobarea Regulamentului privind accesul

reglementat la depozitele de înmagazinare subterană a gazelor naturale;

Rezultatele Evaluării Riscurilor

Din punct de vedere al surselor interne de aprovizionare, posibilele incidente ce pot afecta

procesul de producţie în amonte de Sistemul Naţional de Transport pot fi remediate în timp util

(în cel mult 48 ore, durata medie de restabilire a situaţiei normale fiind de aproximativ 8 ore) fără

a avea impact semnificativ asupra furnizării de gaze naturale către consumatorii finali.

Procedurile interne ale producătorilor conferă o flexibilitate sporită a furnizării, existând

mecanisme de redirecţionare/compensare a capacităţilor indisponibile în timpul perioadei de

intervenţie.

Riscurile asociate activităţii de înmagazinare (injecţie şi extracţie) sunt în special de natură

comercială, diferenţa dintre preţul producţiei interne şi preţul gazelor importate putând conduce

la conjuncturi nefavorabile pentru procesul de stocare. Deoarece gazele naturale înmagazinate

constituie surse de consum curent în perioada de iarnă - nu numai pentru acoperirea unor vârfuri

de consum - este recomandabil atât ca pe viitor depozitele să devină exploatabile în regim

multiciclu, cât și analizarea oportunității și necesității implementării conceptului de depozit



NATURALE

5/54

strategic, în contextul procesului de liberalizare al pieței gaziere.

În ceea ce priveşte Sistemul Naţional de Transport, riscurile tehnice nu pot avea un efect

determinant în declanşarea unei crize în aprovizionarea cu gaze naturale.

Operatorul Sistemului de Transport (SNTGN Transgaz SA) deţine toate mijloacele şi procedurile

de intervenţie în timp util, astfel încât durata medie de restabilire a aprovizionării cu gaze

naturale în regiunea afectată să fie de maxim 48 ore.

Sensibilitatea regimului tehnic de operare a Sistemului Naţional de Transport este cauzată cu

precădere de factori externi acestuia, în special variația cantităților de gaze naturale provenite din

import pe direcţiile din Federaţia Rusă.

Matricea Riscurilor

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

Probabilitatea Frecvenţă medie de apariţie

Foarte scăzută Mai rar de o dată la 20 de ani

Scăzută O dată la 10 ani

Medie O dată la 3 ani

Ridicată O dată pe an

Foarte ridicată Mai des de o dată pe an

Culoare Semnificaţie

Severitate foarte redusă

Severitate redusă

Severitate

Severitate ridicată

Severitate extremă

Probabilitate

Impact Foarte scăzută Scăzută Medie Ridicată Foarte

ridicată

Minor

Scăzut

Notabil Dezechilibre în activitatea

de înmagazinare a gazelor

naturale

Condiţii meteo

extreme



NATURALE

6/54

Major Defecţiuni

pe direcţiile

de transport

din

Federaţia

Rusă

Defecţiuni

tehnice în

Sistemul

Naţional de

Transport

Sistarea

furnizării de

gaze naturale

din Federaţia

Rusă către UE

Extrem

Matricea riscurilor (Sursă: Evaluarea Riscurilor)

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

stânga la dreapta.

Pe axa verticală sunt reprezentate clasele de probabilităţi, având riscul de creştere de jos în sus.

Produsul cartezian al ambelor axe oferă toate combinaţiile posibile de probabilităţi şi consecinţe.

Codul de culoare (verde-galben-roşu) indică severitatea combinaţiei probabilitate-consecinţe.

Fiecare scenariu este reprezentat în matricea riscurilor folosind un cod (e.g. numere, litere,

acronime, etc).

Scenarii de risc

Scenarii de risc referitoare la aprovizionarea cu gaze naturale în România

Scenariul 1: Defecţiuni pe direcţiile de transport din import

(defecţiuni în sisteme de transport, altele decât sistemul naţional de transport, înainte de

preluarea cantităţilor din import de gaze naturale în sistemul naţional de transport)

Scenariul 2: Defecţiuni tehnice în Sistemul Naţional de Transport

(defecţiuni în sistemul naţional de transport la preluarea cantităţilor de gaze naturale din

depozitele de înmagazinare subterană a gazelor naturale, respectiv din depozitul cu cea mai

mare capacitate de extracţie zilnică)

Scenariul 3: Dezechilibre în activitatea de înmagazinare a gazelor naturale

(defecţiuni ale echipamentelor de suprafaţă aferente activităţii de înmagazinare înainte

preluarea cantităţilor de gaze naturale din depozitele de înmagazinare subterană a gazelor

naturale în sistemul naţional de transport)

Scenariul 4: Condiţii meteo extreme

(valori foarte scăzute ale temperaturii, respectiv temperature medie sub -150C, pe perioada

sezonului rece, pe intervale mai mari de timp, de cel puţin 7 zile, fără defecţiuni tehnice în

sistemul naţional de transport, sisteme de transport import şi dezechilibre în activitatea de

înmagazinare a gazelor naturale)

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



NATURALE

7/54

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

transport cantităţi gaze naturale din import)



NATURALE

8/54

Scenarii Categorii

de riscuri Impact Probabilitate Perioada Provenienţa Anotimp

Deficit estimat de

aprovizionare

în total consum

Deficit estimat de

aprovizionare

consumatori

protejaţi

Scenariul 1 Risc tehnic Major Scăzută

Termen scurt

(durata 24 – 48

ore)

Externă

Sezon rece

Min: 0 mil m3

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

Max: 11 mil m3/zi


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


Max: 20 mil m3/zi

(condiţii de iarnă cu temperaturi medii -150C)

0 mil m3/zi

Sezon cald Min: 0 mil m3/zi

Max: 0 mil m3/zi 0 mil m3/zi

Scenariul 3 Risc tehnic Notabil Scăzută

Termen scurt

(durata maxim 48

ore)

Internă Iarnă

Min: 9 mil m3


Max: 20 mil m3/zi

(condiţii de iarnă cu temperaturi medii -150C)

0 mil m3/zi

Scenariul 4 Risc meteo Notabil Medie Termen scurt

(durata 7 zile) Internă Iarnă

Min: 0 mil m3

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

Max: 5 mil m3/zi

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

0 mil m3/zi

Scenariul 5 Risc

politic/

comercial

Major Medie

Termen mediu

(durata până la 30

de zile)

Externă Iarnă

Min: 0 mil m3


Max: 11 mil m3/zi


0 mil m3/zi



NATURALE

9/54

Scenarii Acţiuni preventive operaţional Acţiuni preventive investiţionale Acţiuni reactive

Scenariul 1

Identificare rute şi/sau surse alternative import

Identificarea consumatorilor care pot trece pe combustibili alternativi

Asigurare stocuri combustibili alternativi

Încheierea contracte vizând asigurarea securităţii aprovizionării cu gaze naturale

Încheierea de contracte de furnizare care pot fi întrerupte

Constituirea unui stoc minim de gaze naturale

Creşterea capacităţii de extracţie zilnică a

gazelor naturale din depozite

Diversificare surse de gaze

Dezvoltare interconectări cu flux bidirecţional

Extracţie gaze naturale depozite de

înmagazinare

Echilibrare comercială

Producerea de energie pe combustibil alternativ

şi surse regenerabile

Întreruptibilitate comercială

Scenariul 2

Program de mentenanţă SNT

Încheierea de contracte vizând asigurarea securităţii aprovizionării cu gaze

naturale

Încheierea de contracte de furnizare care pot fi întrerupte

Program de dezvoltare SNT


Intervenţii tehnice remediere defect SNT


Redirecţionare flux gaze în SNT

Creşterea capacităţii de prodcutie curentă gaze

naturale

Scenariul 3

Identificare surse suplimentare import


Asigurare stocuri combustibili alternativi


naturale

Încheierea de contracte care pot fi întrerupte

Constituire stoc minim de gaze naturale

Constituire depozite strategice (promovare iniţiative legislative pentru constituire

de astfel de depozite)

Creşterea capacităţii de extractie zilnica a


Creşterea capacităţii utile de înmagazinare



Intervenţii tehnice remediere defecţiune

depozite

Extracţie maximă a gazelor naturale din pozite

de înmagazinare neafectare de defecţiuni



Scenariul 4

Identificare surse alternative sau suplimentare import


Asigurare stocuri combustibil alternativi


naturale



Creşterea capacităţii de extractie zilnică a





Extracţie maximă zilnică gaze naturale din

depozite de înmagazinare



Creşterea capacităţii de prodcutie curentă gaze

naturale

Scenariul 5

Identificarea de surse alternative de import

Asigurare stocuri combustibil alternative


Încheierea contracte vizând asigurarea securităţii aprovizionării cu gaze naturale



Constituire depozite strategice (promovare iniţiativă legislativă pentru constituire)

Creşterea capacităţii de extracţie a gazelor

naturale din depozite


Constituire depozite strategice (condiţionat de

promovare iniţiativă legislativă pentru

reglementare astfel de constituire)

Depozite multicilu



Extracţie gaze naturale depozite de

înmagazinare



şi surse regenerabile

Întreruptibilitate comercială

Aplicarea măsurilor care nu au la bază

mecanismele pieţei, conform Planului de

Urgenţă.



NATURALE

10/54

Standardele privind infrastructura

a) Definiţia formulei N-1

Formula N-1 descrie capacitatea tehnică a infrastructurilor de gaze de a satisface cererea totală

de gaze a zonei luate în calcul în cazul afectării infrastructurii unice principale de gaze pe

parcursul unei zile cu cerere excepţional de mare, constatată statistic o dată la 20 de ani.

Infrastructura de gaze include reţeaua de transport al gazelor, inclusiv interconectările, precum şi

instalaţiile de producţie, instalaţiile GNL şi de depozitare conectate la zona luată în calcul.

Capacitatea tehnică2 a tuturor celorlalte infrastructuri de gaze disponibile în cazul afectării

infrastructurii unice principale de gaze trebuie să fie cel puţin egală cu suma cererii zilnice totale

de gaze pentru zona luată în calcul, pe parcursul unei zile cu cerere de gaze excepţional de mare,

constatată statistic o dată la 20 de ani.

Rezultatul formulei N-1, astfel cum este calculat mai jos, trebuie să fie cel puţin egal cu 100 %.

b) Metoda de calcul a formulei N-1

𝐍 − 𝟏 [%] = 𝐄𝐏𝐦 + 𝐏𝐦 + 𝐒𝐦 + 𝐋𝐍𝐆𝐦 − 𝐈𝐦

𝐃𝐦𝐚𝐱 − 𝐃𝐞𝐟𝐟 𝐱 𝟏𝟎𝟎, 𝐍 − 𝟏 ≥ 𝟏𝟎𝟎%

c) Definiţii ale parametrilor formulei N-1:

„Zona luată în calcul” înseamnă regiunea geografică pentru care se calculează formula N-1,

astfel cum este stabilită de autoritatea competentă.

Definiţie privind cererea

„Dmax”: cererea zilnică totală de gaze (în milioane de m3 pe zi) din zona luată în calcul pe

parcursul unei zile cu cerere excepţional de mare, constatată statistic o dată la 20 de ani.

Definiţii privind oferta

„EPm”: capacitatea tehnică a punctelor de intrare (în milioane de m3 pe zi), altele decât cele

aferente instalaţiilor de producţie, instalaţiilor GNL şi de depozitare, simbolizate prin Pm, Sm şi

LNGm, înseamnă suma capacităţilor tehnice ale tuturor punctelor de intrare de la frontieră

capabile să aprovizioneze cu gaz zona luată în calcul;

„Pm”: capacitatea tehnică maximă de producţie (în milioane de m3 pe zi) înseamnă suma

capacităţilor zilnice maxime de producţie ale tuturor instalaţiilor de producţie a gazelor, capabile

să aprovizioneze cu gaz zona luată în calcul;

2 În conformitate cu articolul 2 alineatul (1) pct. 18 din Regulamentul (CE) nr. 715/2009, „capacitate tehnică”

înseamna 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.



NATURALE

11/54

„Sm”: capacitatea tehnică maximă de extracţie (în milioane de m3 pe zi) înseamnă suma

capacităţilor tehnice zilnice maxime de extracţie din toate instalaţiile de depozitare, care pot fi

furnizate la punctele de intrare din zona luată în calcul, ţinând seama de caracteristicile fizice ale

fiecăreia;

„LNGm”: capacitatea tehnică maximă a instalaţiilor GNL (în milioane de m3 pe zi) înseamnă

suma capacităţilor tehnice zilnice maxime de extracţie din toate instalaţiile GNL din zona luată

în calcul, luând în considerare elemente critice precum descărcarea, serviciile auxiliare,

depozitarea temporară şi regazeificarea GNL, precum şi capacitatea tehnică de extracţie;

„Im”: înseamnă capacitatea tehnică a infrastructurii unice principale de gaze (în milioane de m3

pe zi), cu cea mai mare capacitate de aprovizionare a zonei luate în calcul. În cazul în care mai

multe infrastructuri de gaze sunt conectate la aceeaşi infrastructură de gaze din amonte sau din

aval şi nu pot fi operate separat, acestea sunt considerate o singură infrastructură de gaze.

d) Calcularea formulei N-1 prin luarea în considerare a măsurilor legate de cerere

𝐍 − 𝟏 [%] = 𝐄𝐏𝐦 + 𝐏𝐦 + 𝐒𝐦 + 𝐋𝐍𝐆𝐦 − 𝐈𝐦

𝐃𝐦𝐚𝐱 − 𝐃𝐞𝐟𝐟 𝐱 𝟏𝟎𝟎, 𝐍 − 𝟏 ≥ 𝟏𝟎𝟎%

𝐍 − 𝟏 [%] = 𝟒𝟏, 𝟑𝟖 + 𝟐𝟗, 𝟓𝟎 + 𝟐𝟖, 𝟗𝟕 + 𝟎 − 𝟐𝟑, 𝟓𝟗

𝟕𝟐, 𝟎 − 𝟎 𝐱 𝟏𝟎𝟎

N - 1[%] = 105,92%

Rezultă: N - 1>100%

Definiţie privind cererea

„D eff ” înseamnă partea (în milioane de m3 pe zi) din Dmax care, în cazul unei întreruperi a

aprovizionării, poate fi acoperită într-o măsură suficientă şi în timp util prin măsuri de piaţă

legate de cerere, în conformitate cu articolul 5 alineatul (1) litera (b) şi articolul 6 alineatul (2).

e) Explicaţii privind valorile utilizate

Termeni privind cererea

Termeni privind cererea

[mil.m3/zi]

Explicaţii

Dmax 72,0

În ziua gazieră 09.01.2017 s-a înregistrat un

consum de iarnă de

vârf de 69,58 mil Smc/zi (conform bilanț

zilnic de gaze naturale pe luna ianuarie

2017), inferior celui istoric din ultimii 20 de

ani

Deff 0 Nu există contracte încheiate cu clienţi

intreruptibili de siguranţă

Sursă: Planul de dezvoltare a sistemului național de transport al gazelor naturale pentru

perioada 2017-2026 aprobat prin Decizia Președintelui A.N.R.E. nr. 910/2017



NATURALE

12/54

Termeni privind oferta (de capacitate)

Termeni privind oferta

[mil.m3/zi]

Explicaţii

EPm 41,38

S-a adăugat și punctul de import Ruse-Giurgiu pus în

funcțiune la

sfârșitul anului 2016

Pm3

29,50

Producția internă de gaze intrată în SNT (fără extras

depozite)

estimată din analiza istoricului pe ultimii 3 ani

(începând cu

01.01.2014).

Sm 28,97

Suma debitelor maxime extrase din fiecare depozit de

înmagazinare conform istoricului pe ultimii 3 ani

(începând cu

01.01.2014)

LNGm 0 Nu există terminale LNG

Im 23,59

Capacitatea punctului Isaccea Import



La determinarea termenului Sm s-a avut în vedere suma debitelor maxime extrase din fiecare

depozit de înmagazinare, conform înregistrărilor din ultimii 3 ani (începând cu 01.01.2014),

respectiv:

3 Notă: Pentru termenul Pm a fost luat în considerare potenţialul de producţie şi nu capacitatea tehnică, care se

cifrează la valoarea de 74,42 mil. m3/zi. Considerăm că această abordare asigură o imagine corectă oferită de

standardul N-1, capacitatea menţionată nemaiputând fi realizată datorită declinului producţiei interne.



NATURALE

13/54

La determinarea valorii termenului EPm au fost avute în vedere punctele de intrare Isaccea

Import, Mediesul Aurit Import şi Csanádaplota, după cum urmează:

Puncte de intrare Capacitate punct

[m3/zi]

Capacitate punct

[mil. m3/zi]

Punct intrare Isaccea 23.590.656 23,59

Punct intrare Medieşu Aurit 10.992.000 10,99

Punct intrare Csanádaplota 4.800.000 4,80

Punct de intrare Ruse-Giurgiu 2.002.673 2,00

Total 41.385.329 41,38



Măsurile de garantare în România a securităţii aprovizionării cu gaze naturale

Conform prevederilor Legii nr. 123/2012, cu modificările și completările ulterioare, 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 OUG nr. 64/2016, Guvernul

României a instituit liberalizarea prețului de achiziție a gazelor naturale și nu liberalizarea

completă a prețurilor finale, plătite de consumatorii 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 consumatorii 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 consumatorii finali de gaze naturale,

care vor fi beneficiari ai rezultatului concurenței dintre furnizori, într-un cadru legal corect care



NATURALE

14/54

să guverneze întâlnirea cererii cu oferta pe o piață care să funcționeze conform principiilor

europene.

În conformitate cu prevederile art. 173, alin. (1) din Legea 123/2012, cu modificările și

completările ulterioare sunt instituite obligații de serviciu public pentru Titularii de licenţe de

înmagazinare, transport, distribuţie şi furnizare a gazelor naturale şi titularul licenţei de operare a

terminalului GNL, care au obligaţia să îşi desfăşoare activităţile cu respectarea obligaţiilor

stipulate în licenţele, respectiv autorizaţiile emise de ANRE, privind siguranţa, calitatea,

continuitatea aprovizionării, eficienţa energetică, cu respectarea normelor de securitate şi

sănătate a muncii şi de protecţie a mediului, precum şi a prevederilor din contractele directe cu

clienţii. De asemenea, în conformitate cu prevederile art. 135 din Legea 123/2012, activitatea de

distribuţie a gazelor naturale, cu excepţia celei realizate prin sistemele de distribuţie închise,

constituie serviciu public4 de interes general.

Definierea consumatorului protejat în conformitate cu prevederile Regulamentului UE nr.

994/2010

Consumatorii protejaţi înseamnă toţi consumatorii casnici racordaţi la o reţea de distribuţie a

gazelor naturale, şi în plus, în cazul în care statul membru respectiv decide astfel, mai pot

cuprinde:

a) întreprinderile mici şi mijlocii, cu condiţia ca acestea să fie racordate la o reţea de

distribuţie a gazelor, şi serviciile esenţiale, cu condiţia ca acestea să fie racordate la o reţea

de distribuţie sau de transport de gaze şi ca aceşti consumatori suplimentari să nu

depăşească mai mult de 20% din consumul de total de gaze;

şi/sau

b) instalaţii de termoficare, în măsura în care furnizează energie consumatorilor casnici şi

consumatorilor menţionaţi la lit. a), cu condiţia ca aceste instalaţii să nu poată funcţiona cu

alţi combustibili şi să fie conectate la o reţea de distribuţie sau de transport de gaze.

Definirea consumatorului protejat în legislaţia romană

România, prin Autoritatea Competentă, a decis ca, începând cu sezonul rece 2017 – 2018,

categoria ”consumatorului protejat” să cuprindă toţi consumatorii casnici şi cei care furnizează

servicii sociale esenţiale care sunt racordaţi la o reţea de distribuţie a gazelor naturale, precum

și instalaţiile de termoficare, în măsura în care furnizează energie termică consumatorilor

casnici și celor care furnizează servicii sociale esenţiale, cu condiţia ca aceste instalaţii să nu

poată funcţiona cu alţi combustibili şi să fie conectate la o reţea de distribuţie sau de transport

de gaze naturale.

4 Potrivit art. 100, pct. 80^1 din Legea 123/2012, serviciul public este definit ca și activitatea de interes general în

domeniul gazelor naturale, autorizată, şi monitorizată de o autoritate publică



NATURALE

15/54

Consumul de gaze naturale în România

Consumul total de gaze naturale în România: Consumul de gaze naturale pe piaţa

reglementată din România:

An Consum total [MWh]5

2013 132.603.324

2014 127.556.673

2015 121.726.749

2016 124.110.485

An Consum total [MWh]6

2013 50.863.980

2014 43.785.650

2015 32.321.865

2016 35.185.322

Sursă: rapoartele ANRE de monitorizare ale pieţei de gaze pe anul 2013, 2014 și 2015;

Rapoarte lunare de monitorizare a pietei interne de gaze naturale pentru lunile noiembrie și

decembrie 2016; Raport activitate ANRE 2016

Până la 31 decembrie 2014, în ceea ce priveşte categoriile de consumatori de gaze naturale, din

piaţa reglementată făceau parte:

· consumatorii casnici care nu şi-au exercitat dreptul de eligibilitate, respectiv nu au optat

pentru a-şi alege furnizorul şi să negocieze direct contractele de vânzare - cumpărare cu

aceştia;

· consumatorii non-casnici care aveau asigurată furnizarea gazelor naturale în baza

contractelor de furnizare-cadru şi la preţ reglementat, respectiv clienţii non-casnici care nu şi-

au exercitat dreptul de eligibilitate (nu au optat pentru a-şi alege furnizorul şi să negocieze

direct contractele de vânzare - cumpărare cu aceştia)

Începând cu 1 ianuarie 2015, în ceea ce priveşte categoriile de consumatori de gaze naturale, din

piaţa reglementată mai fac parte doar consumatorii casnici, care au asigurate cantităţile de gaze

naturale în baza unor contracte cadru şi la preţ reglementat.

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

5 Sursa consumurilor: rapoartele ANRE de monitorizare ale pieţei de gaze pe anul 2013 ,2014,2015 și 2016



NATURALE

16/54

Ponderea consumului 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 de monitorizare ale pieţei de gaze pe anul 2013 2014, 2015 ; Rapoarte

lunare de monitorizare a pietei interne de gaze naturale pentru lunile noiembrie și decembrie

2016; Raport activitate ANRE 2016

Ponderea consumatorilor protejați în total consum, în anul 2016, se prezintă după cum urmează:

An Consum total

[MWh]

Consum

casnici

%6

Consum

casnici

[MWh]

Consum

servicii

esențiale

%6

Consum

servicii

esențiale

[MWh]

Consum

termici pt

populație

%6

Consum

termici pt

populație

[MWh]

2016 124.110.485 28,35 5.185.322 10,81 13.418.374 14,45 17.935.617

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



NATURALE

17/54

Având în vedere faptul că:

România, prin Autoritatea Competentă, a decis ca, începând cu sezonul rece 2017 – 2018,

categoria ”consumatorului protejat” să cuprindă toţi consumatorii casnici şi cei care

furnizează servicii sociale esenţiale care sunt racordaţi la o reţea de distribuţie a gazelor

naturale, precum și instalaţiile de termoficare, în măsura în care furnizează energie termică

consumatorilor casnici și celor care furnizează servicii sociale esenţiale, cu condiţia ca aceste

instalaţii să nu poată funcţiona cu alţi combustibili şi să fie conectate la o reţea de distribuţie

sau de transport de gaze naturale.;

în România, în conformitate cu prevederile Legii 123/2012, cu modificările şi completările

ulterioare, furnizorii de gaze naturale au obligaţia să asigure continuitatea aprovizionării cu

gaze naturale aconsumatorilor, având în vedere faptul că aceasta reprezintă un serviciu

public;

în România, ponderea producţiei interne în total consum este de aproximativ 90%,

furnizarea de gaze naturale pentru consumatorii protejaţi este, asigurată, în condiții normale de

piață si – în situații de urgență – prin implementarea măsurilor prevăzute în Planul de Urgență

Obligaţii impuse participanților în sistemul energetic

Aceste obligații se adresează întreprinderilor din sectorul gazelor naturale şi altor organisme,

inclusiv în legătură cu funcţionarea sigură a reţelei de gaze naturale.

a. Codul reţelei pentru sistemul naţional de transport al gazelor naturale

Prevedere legală: Ordinul ANRE nr. 16 din 27 martie 2013 privind aprobarea Codului reţelei

pentru Sistemul naţional de transport al gazelor naturale, cu modificările și completările

ulterioare

Codul reţelei reglementează condiţiile şi regulile de utilizare a sistemului naţional de transport al

gazelor naturale din România.

ANRE urmăreşte aplicarea prevederilor Codului reţelei de către operatorul sistemului de

transport, utilizatorii sistemului naţional de transport (utilizatori de reţea), de furnizorii de gaze

naturale, precum şi de operatorii de distribuţie, clienţi direcţi şi operatorii de înmagazinare.

Conform Codului reţelei, echilibrarea comercială reprezintă setul de acţiuni prin care UR îşi

echilibrează cantităţile de gaze pe care le introduc şi preiau din SNT, precum şi toate activităţile

necesare pentru contabilizarea şi alocarea corectă a gazelor transportate, inclusiv un sistem de

taxare care să motiveze UR să menţină echilibrul între cantităţile de gaze livrate şi preluate în/din

SNT.



NATURALE

18/54

Diferenţa dintre cantităţile de gaze naturale efectiv livrate în punctele de intrare şi cele efectiv

preluate în punctele de ieşire din SNT, de către fiecare UR în parte, într-o anumită zi gazieră, cu

luarea în considerare inclusiv a tranzacţiilor notificate în PVT (punct virtual de tranzacţionare),

reprezintă dezechilibru zilnic.

Activităţile de echilibrare zilnică şi lunare sunt reglementate de Codul reţelei.

b. Utilizarea contractelor vizând asigurarea securităţii aprovizionării cu gaze naturale

Începând cu data de 1 aprilie 2017, prin aplicarea prevederilor OUG nr. 64/2016, Guvernul

României a instituit liberalizarea prețului de achiziție a gazelor naturale și nu liberalizarea

completă a prețurilor finale, plătite de consumatorii 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. (1) din Legea 123/2012, cu modificările și

completările ulterioare sunt instituite obligații de serviciu public pentru Titularii de licenţe de

înmagazinare, transport, distribuţie şi furnizare a gazelor naturale şi titularul licenţei de operare a

terminalului GNL, care au obligaţia să îşi desfăşoare activităţile cu respectarea obligaţiilor

stipulate în licenţele, respectiv autorizaţiile emise de ANRE, privind siguranţa, calitatea,

continuitatea aprovizionării, eficienţa energetică, cu respectarea normelor de securitate şi

sănătate a muncii şi de protecţie a mediului, precum şi a prevederilor din contractele directe cu

clienţii. De asemenea, în conformitate cu prevederile art. 135 din Legea 123/2012, activitatea de

distribuţie a gazelor naturale, cu excepţia celei realizate prin sistemele de distribuţie închise,

constituie serviciu public de interes general.

c. Utilizarea contractelor de furnizare care pot fi întrerupte

Prevedere legală: art. 100, pct 30 din Legea 123/2012

Clientul întreruptibil de siguranţă reprezintă clientul final care prin reducerea consumului său

până la oprire contribuie la menţinerea securităţii în aprovizionarea cu gaze naturale în situaţie

de urgenţă. Reglementarea regimului juridic aplicabil clientului întreruptibil de siguranţă, se

realizează prin hotărâre a Guvernului elaborată la propunerea ministerului de resort în calitate

de autoritate competentă.

Furnizorii au obligaţia să asigure cantităţile de gaze naturale necesare continuării aprovizionării

prin acoperirea consumului consumatorilor protejați în virtutea prevederilor Regulamentului

(UE) 994/2014. Aceste contracte nu pot fi întrerupte.

Restul cantităților de gaze naturale achiziționate de furnizori, rămasedupă acoperirea consumului

consumatorilor protejați, vor fi puse la dispoziţia consumatorilor finali care nu fac parte din

categoria consumatorilor protejați.



NATURALE

19/54

Contractele de furnizare gaze naturale pot fi întrerupte de către furnizori în cazul în care volumul

de gaze nu poate asigura mai mult decât obligaţia de prioritate, astfel cum este aceasta prevăzută

în Regulamentul (UE) 994/2014.

d. Utilizarea contractelor de transport care pot fi întrerupte

Prevedere legală: Ordinul ANRE nr. 16 din 27 martie 2013, cu modificările şi completările

ulterioare, privind aprobarea Codului reţelei pentru Sistemul naţional de transport al gazelor

naturale, anexa 1 la Codul reţelei pentru Sistemul Naţional de Transport - prevederile

contractului cadru de transport al gazelor naturale

Operatorul sistemului de transport, acţionând în mod prudent şi corect, are dreptul să

limiteze/întrerupă capacitatea întreruptibilă de transport rezervată de utilizatorul reţelei, în scopul

asigurării funcţionării SNT în condiţii de siguranţă şi echilibru după cum urmează:

a) la punctele de intrare/ieşire în/din SNT, în situaţia în care se înregistrează o diferenţă

între consumul de gaze şi sursele disponibile pentru acoperirea acestuia mai mare de 4

milioane m.c. pe perioada de una sau mai multe zile consecutive, respectiv o scădere a

presiunii gazelor din zonele nodale şi de la extremităţile SNT cu 3 până la 6 bari faţă de

perioada imediat anterioară, determinate de următoarele cauze imprevizibile:

diminuarea majoră a surselor de aprovizionare din producţie internă, cauzată de

accidente, sau din import, cu mai mult de 20% faţă de cantităţile programate;

consumul excesiv de gaze naturale, ca efect al unor temperaturi extrem de joase la

nivelul întregii ţări sau în zone însemnate ale ţării, pe perioade îndelungate de

timp.

b) la punctele de interconectare în care este asigurată curgerea fizică bidirecţională, în

situaţia în care suma nominalizărilor corelate pe direcţia de ieşire din România este mai

mare decât suma nominalizărilor corelate pe direcţia de intrare în România cu mai mult

decât o capacitatea fermă oferită pe direcţia de ieşire din România.

Operatorul sistemului de transport va notifica UR cu privire la limitarea/întreruperea capacităţii

intreruptibile de transport, precum şi cu privire la durata estimată a limitării/întreruperii dispuse,

precizând cauzele care au condus la acestea, cu cel puţin 12 ore înainte de momentul

întreruperii/limitării efective a capacităţii intreruptibile de transport.

e. Depozite comerciale – constituire stoc minim de gaze naturale – volumul gazelor

înmagazinate

Prevedere legală:

Ordinul ANRE nr. 35/2016, pentru aprobarea Metodologiei privind determinarea anuală a

nivelului stocului minim de gaze naturale pentru titularii licenţelor de furnizare de gaze naturale

şi pentru titularii licenţelor de operare a sistemelor de transport al gazelor naturale

Decizia ANRE nr. 1.548/30.10.2017 privind stabilirea nivelului stocului minim de gaze naturale

pe care fiecare titular al licenţei de furnizare a gazelor naturale are obligaţia de a-l constitui în

depozitele de înmagazinare subterană pană la data de 31 octombrie 2017

a) Titularii licenţelor de furnizare gaze naturale care au în portofoliu clienţi casnici au obligaţia



NATURALE

20/54

să constituie în fiecare an un stoc minim în depozitele de înmagazinare gaze naturale, astfel

încât să fie asigurată siguranţa şi continuitatea aprovizionării cu gaze a clienţilor

casnici/finali (clienţi protejaţi);

b) Titularii licenţelor de operare a sistemelor de transport al gazelor naturale au obligaţia să

constituie în fiecare an un stoc minim în depozitele de înmagazinare gaze naturale, în vederea

asigurării echilibrului fizic al sistemelor de transport al gazelor naturale în perioada sezonului

rece.

Obligaţiile menţionate la pct. a) şi b) sunt stabilite în conformitate cu metodologia privind

determinarea anuală a nivelului stocului minim de gaze naturale pentru titularii licenţelor de

furnizare gaze naturale şi pentru titularii licenţelor de operare a sistemelor de transport al gazelor

naturale, aprobată prin Ordinul ANRE nr. 35/2016.

Pentru siguranţa aprovizionării cu gaze naturale a clienților, titularii licenţelor de furnizare gaze

naturale au obligaţia de a constitui în depozitele de înmagazinare un stoc minim de gaze naturale,

în fiecare an “n”, până la data de 31 octombrie inclusiv.

ANRE determină anual nivelul stocului minim naţional de gaze naturale, stabileşte obligaţiile de

constituire a stocului minim naţional de gaze naturale care revine fiecărui titular de licenţa de

furnizare de gaze naturale şi monitorizează şi verifică îndeplinirea obligaţiei de constituire a

stocului minim de gaze naturale de către aceştia, conform unei proceduri interne.

Stocul de gaze naturale se exprimă în MWh şi se stabileşte pentru fiecare titular al licenţei de

furnizare gaze naturale, în baza cantităţilor de gaze naturale efectiv furnizate fiecărei categorii de

clienţi finali din portofoliul propriu, în anul anterior celui pentru care se stabileşte stocul de gaze

naturale, conform metodologiei aprobate prin Ordinul ANRE nr. 35/2016.

În aplicarea Ordinului ANRE 35/2016, pentru ciclul de înmagazinare 2017-2018, prin Decizia

Președintelui ANRE nr. 1.548/30.10.2017 privind stabilirea nivelului stocului minim de gaze

naturale pe care fiecare titular al licenţei de furnizare a gazelor naturale are obligaţia de a-l

constitui în depozitele de înmagazinare subterană pană la data de 31 octombrie 2017, a fost

aprobat nivelul stocului minim de gaze naturale la nivel naţional pentru titularii licenţelor de

furnizare care asigură aprovizionarea cu gaze naturale a clienţilor finali, pentru ciclul de

înmagazinare 2017-2018, la un nivel de 18.649.242,677 MWh, defalcat după cum urmează:

a) stoc aferent categoriei de clienţi finali casnici - 8.179.986,583 MWh;

b) stoc aferent categoriei de clienţi finali producători de energie termică, numai pentru

cantităţile de gaze naturale utilizate la producerea de energie termică în centralele de cogenerare

şi în centralele termice destinate consumului populaţiei - 3.456.678,880MWh;

c) stoc aferent categoriei de clienţi finali noncasnici - 7.009.577,213MWh.

f. Depozite comerciale – alocarea capacităţilor disponibile

Prevedere legală: Decizia ANRE nr. 824/2004 pentru aprobarea Regulamentului privind accesul

reglementat la depozitele de înmagazinare subterană a gazelor naturale

Alocarea capacităţilor de înmagazinare se face de către operatorii de înmagazinare, în baza unei

metodologii, stabilite în conformitate cu prevederile Deciziei ANRE nr. 824/2004.



NATURALE

21/54

Operatorii de înmagazinare acordă accesul solicitanţilor, după următoarele criterii:

a) ordinea de prioritate:

1. operatorului SNT - pentru cantităţile de gaze naturale necesare asigurării

permanente a echilibrului fizic al SNT;

2. producătorilor - pentru cantităţile de gaze naturale necesare desfăşurării proceselor

tehnologice;

3. furnizorilor - pentru cantităţile de gaze naturale necesare realizării serviciului

public obligatoriu;

4. consumatorilor eligibili - pentru cantităţile de gaze naturale necesare asigurării

consumului propriu, furnizorilor de pe piaţa angro, altor solicitanţi;

b) "primul venit - primul servit": în cadrul fiecărui nivel de prioritate prevăzut la lit. a)

operatorii de înmagazinare vor realiza alocarea capacităţilor în ordinea înregistrării cererilor.

g. Furnizarea gazelor naturale la clienţi 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 clientii finali, părţile din contractele de furnizare a gazelor naturale

şi operatorii de sistem au obligaţia să ducă la îndeplinire prevederile ordinului, iar ANRE va

urmări respectarea acestora. Regulamentul stabileşte relaţiile dintre furnizorul de gaze naturale şi

clientul final privind contractarea şi condiţiile de furnizare a gazelor naturale, precum şi relaţiile

conexe ale furnizorului cu operatorii de sistem referitoare la derularea contractului de furnizare a

gazelor naturale.

Furnizorul de gaze naturale este responsabil în relaţia cu clientul final pentru calitatea activităţii

de furnizare a gazelor naturale, în conformitate cu prevederile contractului de furnizare. Calitatea

activităţii de furnizare cuprinde: calitatea comercială, calitatea gazelor naturale furnizate şi

continuitatea în furnizarea gazelor naturale contractate.

Calitatea comercială reflectă relaţia dintre furnizorul de gaze naturale şi clientul său final în

legătură cu serviciile aferente furnizării gazelor naturale.

Furnizorul de gaze naturale are obligaţia să asigure clientului final calitatea tuturor serviciilor pe

care le efectuează în relaţia cu acesta.

Furnizorul de gaze naturale are obligaţia de a asigura clienţilor finali continuitatea în furnizare

gazelor naturale contractate, cu excepţia clienţilor întreruptibili, conform prevederilor legale.

Furnizorul de gaze naturale are obligaţia să asigure înmagazinarea gazelor naturale, conform

reglementărilor ANRE, şi să încheie contracte de achiziţie a gazelor naturale, astfel încât să

asigure acoperirea consumului clienţilor săi.

Conform prevederilor Regulamentului privind furnizarea gazelor naturale la clienţi finali,

întreruperile în furnizarea gazelor naturale pot fi:

a) întreruperi planificate, situaţie în care furnizarea gazelor naturale la clienţii finali este

întreruptă temporar, ca urmare a necesităţii efectuării de către operatorul de sistem a unor



NATURALE

22/54

lucrări de întreţinere şi/sau reparaţii conform unui program planificat, cu notificarea

prealabilă a clienţilor finali;

b) întreruperi neplanificate, situaţie în care furnizarea gazelor naturale la clienţii finali este

întreruptă temporar, ca urmare a unei situaţii de urgenţă sau altei cauze neplanificate;

c) întreruperi pentru nerespectare de către client a obligaţiilor sale;

h. Furnizarea de utima instanţă a gazelor naturale

Prevedere legală: art. 144 din Legea 123 din 2012, cu modificările şi completările ulterioare

Furnizorul de ultimă instanţă are obligaţia de a asigura furnizarea gazelor naturale clienţilor

finali, în conformitate cu reglementările ANRE, la preţuri reglementate de ANRE.

Furnizorul de ultimă instanţă are obligaţia de a furniza, conform reglementărilor emise de

ANRE, gaze naturale clienţilor finali al căror furnizor se află în situaţia de a i se retrage licenţa

de furnizare în cursul desfăşurării activităţii sau în orice altă situaţie identificată de ANRE în

care clienţii finali nu au asigurată furnizarea de gaze naturale din nicio altă sursă.

i. Obligaţiile producătorilor de gaze naturale

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

Producătorii de gaze naturale au, în principal, obligaţia respectării următoarelor:

a) să deţină autorizaţiile pentru înfiinţarea conductelor de alimentare din amonte aferente

activităţii de producţie a gazelor naturale şi licenţa de operare a acestora;

b) să asigure operarea conductelor de alimentare din amonte aferente producţiei de gaze naturale

în condiţii de siguranţă, eficienţă şi de protecţie a mediului;

c) să asigure accesul terţilor la conductele de alimentare din amonte în condiţii nediscriminatorii,

conform reglementărilor specifice;

d) să desfăşoare activităţi conexe celei de operare a conductelor de alimentare din amonte,

conform reglementărilor specifice elaborate de ANRE, în limitele drepturilor conferite prin

condiţiile de valabilitate asociate licenţei;

e) până la data de 31 martie 2017, să pună cu prioritate la dispoziţia furnizorilor cantităţile de

gaze naturale rezultate din activitatea de producţie, necesare acoperirii consumului clienţilor

casnici, inclusiv cantităţile destinate producătorilor de energie termică, numai pentru cantităţile

de gaze naturale utilizate la producerea de energie termică în centralele de cogenerare şi în

centralele termice destinate consumului populaţiei, în conformitate cu reglementările ANRE şi

cu respectarea graficului de liberalizare a preţurilor şi de asigurare a gazelor naturale pentru

aceştia6; furnizorii şi clienţii noncasnici care beneficiază de aceste cantităţi au obligaţia

respectării destinaţiei acestor cantităţi de gaze naturale; restul producţiei proprii realizate de

6 Începând cu data de 1 aprilie 2017, prin aplicarea prevederilor OUG nr. 64/2016, Guvernul României a instituit

liberalizarea prețului de achiziție a gazelor naturale și nu liberalizarea completă a prețurilor finale, plătite de

consumatorii 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



NATURALE

23/54

producători, mai puţin cantitatea de gaze naturale aferentă consumului tehnologic definit la art.

100 pct. 35, va fi pus la dispoziţia pieţei concurenţiale;

f) să asigure odorizarea gazelor naturale conform reglementărilor în vigoare, pentru gazele

naturale predate în punctele de predare-preluare comercială a gazelor naturale către clienţii

racordaţi direct în conductele din amonte, precum şi către sistemele de distribuţie.

j. Obligaţiile operatorului transport şi de sistem

Prevedere legală: art.130, alin 1) din legea 123/2012, cu modificările și completările ulterioare

Operatorul de transport şi de sistem are, în principal, obligaţia respectării următoarelor:

a) să opereze sistemul de transport şi să asigure echilibrul fizic rezidual al acestuia, respectiv

programarea, dispecerizarea şi funcţionarea sistemului de transport în condiţii de siguranţă;

b) să întreţină, să reabiliteze, să modernizeze şi să dezvolte sistemul de transport în condiţii de

siguranţă, de eficienţă şi de protecţie a mediului;

c) să realizeze, să întreţină şi să dezvolte un sistem informatic de monitorizare, comandă şi

achiziţie de date, care să permită monitorizarea şi conducerea operativă a funcţionării sistemului

de transport al gazelor naturale;

d) să asigure accesul terţilor la sistemul de transport, conform unor reglementări specifice, în

condiţii nediscriminatorii, în limitele capacităţilor de transport şi cu respectarea regimurilor

tehnologice;

d^1) să elaboreze şi să transmită ANRE, în vederea aprobării şi publicării acestora, metodologii

utilizate pentru calcularea sau stabilirea clauzelor şi a condiţiilor privind accesul la

infrastructurile transfrontaliere, inclusiv proceduri de alocare de capacitate şi de gestionare a

congestiilor;

e) să asigure racordarea terţilor la sistemul de transport, conform unor reglementări specifice, în

limitele capacităţilor de transport şi cu respectarea regimurilor tehnologice;

f) să desfăşoare activităţi conexe celei de operare a sistemului, conform reglementărilor specifice

aprobate de ANRE, în limitele drepturilor conferite prin condiţiile de valabilitate asociate

licenţei;

g) să elaboreze şi să aplice regimurile optime de transport şi de livrare pentru cantităţile de gaze

naturale notificate de utilizatorii de reţea, pentru o anumită perioadă, conform contractelor

încheiate;

h) să elaboreze şi să actualizeze acordurile tehnice de exploatare în zona de graniţă şi să le

transmită spre avizare ANRE, anterior intrării în vigoare;

i) să întocmească şi să urmărească bilanţul de gaze naturale intrate în sistem şi, respectiv, ieşite

din sistem, conform reglementărilor ANRE;

j) să deţină în depozitele subterane sau să asigure achiziţia de gaze, inclusiv din import, pentru

cantităţile necesare operării şi asigurării echilibrului fizic al sistemului de transport, conform

reglementărilor specifice aprobate de ANRE;

k) să asigure odorizarea gazelor naturale la ieşirea din SNT, corespunzător reglementărilor

propuse de operatorul de transport şi de sistem şi aprobate de ANRE;

l) să elaboreze la solicitarea ANRE şi să transmită spre aprobare ANRE metodologiile de tarifare

aferente desfăşurării activităţii de furnizare de servicii de echilibrare;



NATURALE

24/54

m) să realizeze schimbul de informaţii cu alţi operatori de transport şi de sistem interconectaţi, cu

operatori de înmagazinare GNL şi de distribuţie şi cu alţi colaboratori în domeniul energetic, cu

respectarea reglementarilor ENTSO-G privind protocoalele de schimb de informaţii, rapoartele,

structura şi procedurile de acces la bazele de date;

n) să realizeze servicii de sistem necesare pentru accesul şi exploatarea reţelelor de transport;

o) să elaboreze reglementări specifice necesare pentru realizarea activităţii de conducere

operativă, cu consultarea participanţilor la piaţa de gaze naturale, pe care le supune spre aprobare

ANRE;

p) să elaboreze studii, programe şi lucrări privind dezvoltarea sistemului de transport al gazelor

naturale;

q) să asigure alocarea capacităţilor pe conductele de interconectare cu respectarea

Regulamentului (CE) nr. 715/2009;

r) să asigure aplicarea regulilor privind managementul congestiilor, inclusiv pe conductele de

interconectare, precum şi a normelor de atribuire a capacităţilor de pe aceste conducte;

s) să organizeze şi să administreze piaţa de echilibrare a gazelor naturale;

ş) să asigure exploatarea staţiilor de preluare a gazelor naturale din conductele din amonte sau

din sistemele de înmagazinare în sistemul de transport, precum şi a staţiilor de predare a gazelor

naturale către sistemele de distribuţie, clienţii finali sau sistemele de înmagazinare;

t) să asigure mijloacele adecvate pentru îndeplinirea obligaţiilor privind serviciul public;

ţ) să păstreze confidenţialitatea informaţiilor sensibile din punct de vedere comercial pe care le-a

obţinut în cursul desfăşurării activităţilor sale şi împiedică dezvăluirea discriminatorie de

informaţii referitoare la propriile activităţi care ar putea induce avantaje economice; în special,

nu divulgă nicio informaţie sensibilă din punct de vedere comercial către celelalte părţi ale

operatorului economic decât în cazul în care acest lucru se impune în vederea încheierii unei

tranzacţii comerciale;

u) să achiziţioneze energia pe care o utilizează pentru realizarea activităţilor sale în conformitate

cu proceduri transparente, nediscriminatorii şi bazate pe reguli de piaţă.

k. Obligaţiile operatorului de sistem de distribuţie


Operatorul de sistem de distribuţie are, în principal, obligaţia respectării următoarelor:

a) să opereze, să întreţină, să repare, să modernizeze şi să dezvolte sistemul de distribuţie în

condiţii de siguranţă, eficienţă economică şi de protecţie a mediului, activităţile urmând a fi

desfăşurate în baza autorizaţiilor specifice pentru proiectare şi execuţie a sistemelor de distribuţie

a gazelor naturale, iar operarea urmând să se desfăşoare în baza licenţei de distribuţie;

b) să asigure odorizarea gazelor naturale corespunzător reglementărilor aprobate de ANRE, în

baza contractelor de prestări de servicii încheiate cu operatorul din amonte, şi, acolo unde este

cazul, prin odorizare suplimentară în sistemul de distribuţie;

c) să realizeze interconectări cu alte sisteme, după caz, şi să asigure capacitatea sistemului de

distribuţie pe termen lung;

d) să asigure accesul terţilor la sistemele de distribuţie, în condiţii nediscriminatorii, în limitele

capacităţilor de distribuţie, cu respectarea regimurilor tehnologice, conform reglementărilor

specifice elaborate de ANRE;



NATURALE

25/54

d^1) să asigure racordarea terţilor la sistemul de distribuţie, conform unor reglementări specifice,

în limitele capacităţilor de distribuţie şi cu respectarea regimurilor tehnologice;

e) să întocmească şi să urmărească bilanţul de gaze naturale intrate şi, respectiv, ieşite din

sistemul propriu;

f) să evite subvenţia încrucişată între categoriile de clienţi finali cu privire la repartizarea

costurilor;

g) să preia pentru o perioadă determinată, dar nu mai mult de 2 ani, la solicitarea şi conform

reglementărilor ANRE, operarea unui sistem de distribuţie în cazul în care operatorului iniţial i-a

fost retrasă licenţa de distribuţie sau a fost reziliat contractul de concesiune;

h) să asigure echilibrul permanent al sistemului operat;

i) să asigure condiţiile de securitate în alimentarea cu gaze naturale;

j) să desfăşoare activităţi conexe celei de operare a sistemului, conform reglementărilor specifice

elaborate de ANRE, în limitele stabilite prin condiţiile de valabilitate asociate licenţei;

k) să elaboreze şi să trimită ANRE planurile de investiţii pe 5 ani ale sistemelor pe care le

operează; aceste planuri se actualizează anual de către operator până la sfârşitul lunii decembrie

şi se aprobă de către ANRE.

l. Obligaţiile furnizorului de gaze naturale


Furnizorul de gaze naturale are, în principal, obligaţia respectării următoarelor:

a) să încheie contracte de achiziţie a gazelor naturale, astfel încât să asigure acoperirea

consumului pentru clienţii săi;

a^1) să achiziţioneze gazele naturale pe care le furnizează clienţilor casnici, în condiţii de

minimizare a costului resurselor alocate, pe baza unor proceduri care să asigure caracterul

transparent al procesului de achiziţie a gazelor naturale şi, în acelaşi timp, tratamentul egal şi

nediscriminatoriu al persoanelor care participă la procedura de achiziţie a gazelor naturale, în

calitate de ofertanţi;

b) să plătească contravaloarea gazelor naturale achiziţionate, conform contractelor încheiate;

c) să desfăşoare activitatea de furnizare a gazelor naturale pe bază de contracte comerciale

încheiate conform reglementărilor ANRE;

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

e) să pună prompt şi în mod gratuit la dispoziţia clienţilor finali datele relevante privind

consumul, utilizând la cererea acestora formatul de prezentare uşor de înţeles, armonizat la nivel

naţional, stabilit de către ANRE;

f) să înfiinţeze puncte unice de contact pentru informarea clienţilor finali cu privire la drepturile

acestora, la legislaţia în vigoare şi la căile de soluţionare a litigiilor în cazul unor cereri, plângeri,

sesizări, reclamaţii sau contestaţii. Punctul unic de contact este constituit dintr-un punct central

care coordonează punctele de informare regională/locală, ce sunt uşor accesibile, iar în cazul

clienţilor casnici acestea să fie situate la distanţă de maximum 50 km de locul de consum şi să

ofere clienţilor finali informaţii în mod gratuit;

g) să permită clienţilor, în mod gratuit, schimbarea efectivă a furnizorului de gaze naturale în

termen de 21 de zile de la data solicitării şi să transmită acestora un decont final de lichidare, în

termen de maximum 42 de zile de la schimbarea furnizorului;



NATURALE

26/54

h) să încheie cu clienţii finali contracte care prevăd condiţii contractuale echitabile şi cel puţin

informaţiile prevăzute la art. 145 alin. (4) lit. b) şi să transmită gratuit clientului final o copie a

contractului înainte de încheierea sau confirmarea încheierii acestuia. Atunci când contractul este

încheiat prin intermediari, informaţiile prevăzute la art. 145 alin. (4) lit. b) sunt oferite, de

asemenea, înainte de încheierea contractului;

i) să notifice clienţii finali în mod corespunzător cu privire la orice intenţie de modificare a

clauzelor contractuale, precum şi cu privire la orice majorare a preţului/tarifului practicat, după

caz, în mod direct şi în timp util, dar nu mai târziu de sfârşitul primei perioade normale de

facturare care urmează intrării în vigoare a majorării, într-un mod transparent şi uşor de înţeles;

j) să informeze clienţii finali, în momentul notificării prevăzute la lit. i), cu privire la dreptul de a

denunţa contractul, în cazul în care nu acceptă noile condiţii notificate;

k) să transmită clienţilor finali informaţii transparente privind preţurile/tarifele practicate, după

caz, precum şi privind condiţiile generale de acces şi de utilizare a serviciilor oferite de către

acesta;

l) să pună la dispoziţia clienţilor finali o gamă largă de modalităţi de plată, care nu creează

discriminări nejustificate între clienţi. Sistemele de plată anticipată trebuie să fie echitabile şi să

reflecte în mod adecvat consumul probabil. Orice diferenţă în ceea ce priveşte clauzele şi

condiţiile sistemelor de plată trebuie să reflecte costurile suportate cu aceste sisteme de plată

diferite. Condiţiile generale trebuie să fie echitabile şi transparente, prezentate într-un limbaj clar

şi uşor de înţeles, şi nu includ bariere necontractuale în calea exercitării drepturilor clienţilor, ca

de exemplu documentaţia contractuală excesivă;

m) să nu utilizeze practici comerciale incorecte sau înşelătoare;

n) să ofere clienţilor finali un standard ridicat de servicii şi de soluţionare a plângerilor;

o) să informeze clienţii racordaţi la obiectivele/sistemele din sectorul gazelor naturale cu privire

la drepturile lor de a fi alimentaţi cu gaze naturale de o calitate specificată, la preţuri rezonabile,

conform prevederilor legale în vigoare;

p) să informeze corespunzător clienţii finali cu privire la consumul lor efectiv de gaze naturale şi

la costurile reale aferente, suficient de frecvent astfel încât aceştia să aibă posibilitatea să îşi

ajusteze propriul consum de gaze naturale. Aceste informaţii se comunică la intervale de timp

corespunzătoare, ţinându-se cont de capacitatea echipamentelor de măsurare ale clientului final şi

de raportul cost-beneficiu al acestor măsuri, fără să se perceapă clienţilor finali costuri

suplimentare pentru acest serviciu;

q) să înmagazineze gaze naturale la nivelurile necesare pentru asigurarea continuităţii în

alimentarea cu gaze naturale a clienţilor săi, în conformitate cu prevederile legale în vigoare.

m. Obligaţiile clienţilor finali

Prevedere legală: art.145 din legea 123/2012, cu modificările și completările ulterioare

Clienţii finali au obligaţia să achite facturile reprezentând contravaloarea serviciilor prestate de

către furnizorul/operatorul sistemului, în termenul şi în condiţiile prevăzute în contractul încheiat

cu acesta.

Pentru neîndeplinirea obligaţiilor contractuale, altele decât obligaţia de plată a clientului final,

partea în culpă plăteşte celeilalte părţi daune-interese până la acoperirea integrală a prejudiciului

cauzat, în conformitate cu prevederile stipulate în contract.



NATURALE

27/54

În cazul intervenţiei asupra unui sistem din sectorul gazelor naturale, inclusiv asupra unei

instalaţii de utilizare, care pune în pericol siguranţa alimentării cu gaze naturale, operatorul

sistemului/instalaţiei este îndreptăţit să întrerupă alimentarea, în conformitate cu reglementările

specifice ale ANRE. În cazul constatării, conform prevederilor legale în vigoare, a unor acţiuni

menite să denatureze în orice fel indicaţiile echipamentelor de măsurare sau să sustragă gaze

naturale prin ocolirea echipamentelor de măsurare, furnizorul este îndreptăţit să solicite clientului

final constituirea de garanţii financiare pentru o perioadă de consum echivalent de maximum un

an. Refuzul constituirii acestor garanţii dă dreptul furnizorului să solicite operatorului de

transport/distribuţie întreruperea alimentării clientului final.

n. Obligaţiile producătorilor de energie electrică şi termică

Prevedere legală: art. 28 din legea 123/2012, cu modificările și completările ulterioare

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

`

a) să asigure livrările de energie electrică şi serviciile tehnologice de sistem, cu respectarea

condiţiilor impuse prin licenţe, clauze contractuale şi reglementări în vigoare;

b) în cazul unităţilor dispecerizabile să oferteze întreaga putere electrică disponibilă pe piaţa de

echilibrare, definită conform reglementărilor emise de autoritatea competentă;

c) să oferteze public şi nediscriminatoriu pe piaţa concurenţială întreaga energie electrică

disponibilă;

d) să oferteze nediscriminatoriu serviciile tehnologice de sistem;

e) să nu transmită la operatorul de transport şi de sistem notificări fizice în dezechilibru negativ

faţă de contractele pe care le au încheiate, cu excepţia producătorilor care beneficiază de scheme

de sprijin, conform prevederilor prezentului titlu;

f) să menţină o rezervă de combustibil la un nivel suficient sau, după caz, o rezervă suficientă de

apă, pentru asigurarea siguranţei SEN şi pentru îndeplinirea obligaţiilor de producţie şi furnizare

continuă a energiei electrice, care se remunerează conform cu reglementările în vigoare;

g) să se conformeze, din punct de vedere operativ, cerinţelor operatorului de transport şi de

sistem şi să înfiinţeze, după caz, trepte proprii de conducere operativă;

h) să transmită autorităţii competente un raport anual de activitate, conform reglementărilor în

vigoare, chiar în condiţiile în care nu deţine licenţa de producere sau capacităţile sunt transferate

altui operator economic.

Producătorii de energie electrică şi termică duc la îndeplinire măsurile obligatorii în legătură cu

realizarea stocurilor de siguranţă ale SEN în ceea ce priveşte combustibilii pentru perioada

sezonului rece şi volumul de apă din lacurile de acumulare, precum şi orice alte măsuri privind

nivelul de siguranţă şi securitate în funcţionare a SEN.

Pentru funcţionarea eficientă a producătorilor implicaţi în asigurarea cererii de consum energie

electrică, ANRE adoptă măsurile care se impun pentru funcţionarea corelată şi armonizată a

pieţelor de energie electrică şi a gazelor naturale, astfel încât producătorii de energie termică şi

electrică să nu înregistreze pierderi cauzate de disfuncţionalităţi ale pieţelor.



NATURALE

28/54

Stocurile necesar a fi constituite până la 15 noiembrie 2017, pentru perioada15 noiembrie 2017 -

15 martie 2018, pentru buna desfăşurare a activităţii în această perioadă, în conformitate cu HG

nr. 760/2017, privindaprobarea programului de iarnă în domeniul energetic privind măsurile

pentru realizarea stocurilor de siguranţă ale Sistemului electroenergetic naţional în ceea ce

priveşte combustibilii pentru perioada sezonului rece şi volumul de apă din lacurile de

acumulare, denumit Programul de iarnă în domeniul energetic pentru asigurarea funcţionării în

condiţii de siguranţă şi stabilitate a Sistemului electroenergetic naţional în perioada 15 noiembrie

2017 - 15 martie 2018, precum şi alte măsuri privind nivelul de siguranţă şi securitate în

funcţionare a Sistemului electroenergetic național, sunt:

Combustibil

(inclusiv apă)

- Lignit în centrale mii

tone

1309

- Lignit depozitat în cariere mii

tone

500

- Huilă mii

tone

332

- Păcură mii

tone

25,9

- Volum de apă în lacuri mil.

mc

1656*

- Energie electrică echivalentă în lacuri mii

MWh

1600**

- Stoc de gaze naturale estimat a fi înmagazinat în

depozitele subterane la finalul ciclului de înmagazinare

2017

mil.

mc

2200***

* Estimare AN „Apele Române“ (august 2017)

** Estimare Hidroelectrica - S.A. (august 2017)

*** Estimare Transgaz - S.A. (august 2017)

Sursă: HG nr. 760/2017 privind aprobarea programului de iarnă în domeniul energetic privind

măsurile pentru realizarea stocurilor de siguranţă ale Sistemului electroenergetic naţional în

ceea ce priveşte combustibilii pentru perioada sezonului rece şi volumul de apă din lacurile de

acumulare, denumit Programul de iarnă în domeniul energetic pentru asigurarea funcţionării în

condiţii de siguranţă şi stabilitate a Sistemului electroenergetic naţional în perioada 15

noiembrie 2017 - 15 martie 2018, precum şi alte măsuri privind nivelul de siguranţă şi securitate

în funcţionare a Sistemului electroenergetic național



NATURALE

29/54

Informaţii privind starea sistemului gazier național

Aceste informații se referă la interconectările prezente, accesul transfrontalier la instalaţiile de

stocare, fluxurile transfrontaliere, precum și capacitatea fizică de a transporta gazele în ambele

direcţii.

a. Interconectări prezente

În prezent importul de gaze naturale în România se realizează prin trei puncte de interconectare

transfrontalieră:

i. Orlovka (UA) – Isaccea (RO)

Dn = 1000mm

Capacitate = 8,6mld.m3/an

Pmax = 55 bar

ii. Tekovo (UA) – Medieşu Aurit (RO)

Dn = 700mm

Capacitate = 4,0 mld.m3/an

Pmax = 70 bar

iii. Szeged (HU) – Arad (RO)

Dn = 700mm


Pmax = 63 bar

iv. Ungheni (MO) – Iași (RO)

DN = 500 mm


Pmax = 50 bar

v. Ruse (BG) – Giurgiu (RO)

DN = 500 mm


Pmax = 40 bar

Sursa: Planul de dezvoltare a sistemului național de transport al gazelor naturale pentru




NATURALE

30/54

b. Capacitatea de stocare

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

Depozit Operator Capacitate utilă de

înmagazinare/mil. m3

Bilciureşti Romgaz 1.310

Urziceni Romgaz 360

Balaceanca Romgaz 50

Sarmasel Romgaz 900

Gherceşti Romgaz 150

Cetatea de Baltă Romgaz 60.8

Târgu Mureş Depomureș 300

TOTAL - 3130.8



Stocul de gaze naturale realizat la sfârșitul ciclului de injecție 2017 : 2.242 mil.mc.

Repartizarea stocului de gaze în depozitele subterane:



NATURALE

31/54

Depozitul Stoc de gaze

( mil.mc)

Bilciuresti 1.011

Urziceni 262

Balaceanca 52

Ghercesti 97

Sarmasel 468

Cetatea de Balta 52

Târgu Mureș 300

TOTAL 2.242

c. Potenţialul maxim şi mediu de extracţie 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/zi

d. Proiecte de înființare de noi depozite de înmagazinare şi dezvoltare a capacităţilor de

înmagazinare

Programul de dezvoltare al depozitelor de înmagazinare subterană a gazelor naturale are ca

obiective prioritare: creşterea flexibilităţii operaţionale şi crearea de noi depozite pentru zonele

care se confruntă cu greutăţi în alimentarea cu gaze (atât sezoniere, zilnice, cât şi orare), în

vederea creşterii gradului de siguranţă în asigurarea cu gaze naturale a tuturor consumatorilor în

condiţii imprevizibile.

Pe lângă mărirea capacităţii de lucru a depozitelor subterane de gaze naturale (prin creşterea

presiunii de operare, respectiv utilizarea pentru depozitare a orizonturilor productive în curs de

epuizare din zăcămintele comerciale în care sunt deja amenajate depozite de înmagazinare) o

atenţie deosebită va fi acordată creşterii capacităţii maxime de livrare zilnică din depozite,

corelată cu îmbunătăţirea continuă a calităţii gazelor furnizate.

Amplasarea noilor depozite se va face prin corelarea infrastructurii Sistemului Naţional de

Transport cu zăcămintele depletate selectate prin studii de fezabilitate, astfel încât să fie

îndeplinite condiţiile minime tehnice şi comerciale necesare dezvoltării unui depozit de

înmagazinare. Funcţie de condiţiile concrete solicitate sau impuse (cantităţi, debite, presiuni,

conducte de transport şi regimul acestora, etc.), vor fi efectuate analize detaliate pentru fiecare

caz particular în parte.

Teoretic, se pot dezvolta depozite de înmagazinare subterană în toate zăcămintele aflate în

prezent în stadii avansate de exploatare. Condiţia esenţială pentru analizarea unor astfel de



NATURALE

32/54

posibilităţi este existenţa unei cereri concrete din partea unor potenţiali utilizatori, având în

vedere faptul că şi înmagazinarea subterană a gazelor naturale este o activitate economică, bazată

pe cerere şi ofertă şi trebuie să asigure realizarea unui profit rezonabil pentru investitori.

Înmagazinările subterane sunt utilizate cu predilecţie pentru:

acoperirea vârfurilor de consum şi regimului fluctuant al cererii;

redresarea operativă a parametrilor funcţionali ai sistemului de transport (presiuni, debite);

controlul livrărilor în situaţii extreme (opriri surse, accidente, etc.).

Cererea de gaze pe piaţa energetică românească este caracterizată de:

fluctuaţii sezoniere de cca. 60 %;

fluctuaţii zilnice de cca. 25 %;

fluctuaţii orare care pot ajunge la cca. 30 %.

Aceste fluctuaţii sunt cauzate în special de consumatorii din sectorul rezidenţial (populaţie,

spitale, şcoli, etc.) şi energetic (termocentrale şi centrale termice de zonă).

Datorită schimbărilor apărute pe piaţa europeană a gazelor naturale, a liberalizării pieţei gazelor

naturale, înmagazinarea subterană a gazelor naturale va căpăta noi valenţe. În noul context,

depozitele de înmagazinare vor putea fi utilizate pentru:

acoperirea vârfurilor de consum şi regimului fluctuant al cererii;

redresarea operativă a parametrilor funcţionali ai sistemului de transport (presiuni, debite);

controlul livrărilor în situaţii extreme (opriri surse, accidente, etc.);

optimizarea preţului gazelor naturale;

Printre proiectele de interes comun promovate de România, incluse de Comisia Europeană pe a

III-a listă (2017), în sectorul gazelor naturale, se regăsesc și proiecte de investiţii în scopul

creşterii capacităţilor 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 Depomureş

1. Proiect privind creşterea capacităţii de înmagazinare subterană a gazelor naturale în

depozitul Sărmăşel

Obiectivele proiectului:

• creşterea siguranţei în aprovizionarea cu gaze în România şi regiunea Europei de Sud-Est, prin

asigurarea unui volum mai mare de gaze înmagazinate;

• creşterea capacităţii de extracţie zilnică şi mărirea flexibilităţii în livrarea gazelor naturale;

• diminuarea dependenţei de importurile de gaze naturale pe timp de iarnă;

• creşterea contribuţiei României la securitatea energetică regională europeană.

Etape finalizate:

- termeni de referinţă pentru realizarea studiului de fezabilitate

- documentație atribuire studiu de fezabilitate

Etape (12-18 luni):



NATURALE

33/54

- documentație acordare fonduri nerambursabile pentru elaborare studiu de fezabilitate:

01.04.2017- 01.10.2017;

- semnare contract acordare fonduri nerambursabile pentru elaborare studiu de fezabilitate:

30.03.2018

- lansare licitație în vederea contractării serviciilor de elaborare studiu de fezabilitate: 01.02.2018

- semnare contract elaborare Studiu de fezabilitate: 30.04.2018

- data de începere studiu de fezabilitate: 15.05.2018

Etape următoare:

- data de finalizare studiu de fezabilitate: 01.03.2019

- analiză studiu fezabilitate: 01.03.2019-15.04.2019

- avizare studiu de fezabilitate: 15.04.2019

Realizarea etapelor următoare depinde în întregime de rezultatele studiului de fezabilitate.

Principalele repere ale etapelor ulterioare sunt:

- faza proiect tehnic: 15.04.2019-30.09.2021

- faza achiziții utilaje și echipamente: 30.09.2021-30.08.2023

- faza detalii de execuție: 15.04.2022-30.10.2023

- faza construcție: 30.04.2022- 30.01.2024

- probe tehnologice: 30.01.2024-01.04.2024

Data prognozată de punere în funcțiune a obiectivului: aprilie 2024

Valoarea estimată a proiectului (CAPEX) inclusiv stoc inactiv de gaze: 136.150.000 Euro

Surse finanțare:

- surse proprii: 25%

- surse atrase (împrumuturi bancare şi fonduri UE): 75%

2. Proiect de dezvoltare a depozitului de înmagazinare gaze naturale Depomureş

Proiectul are drept scop creşterea volumului util al depozitului subteran până la 600 milioane m3

în două etape, respectiv modernizarea infrastructurii actuale utilizate la înmagazinarea gazelor

natural.

Obiectivele principale al proiectului :

• creşterea siguranţei în aprovizionarea cu gaze natural în România şi regiunea Europei de Sud-

Est, prin asigurarea unui volum mai mare de gaze înmagazinate, în contextul declinului

producţiei interne de gaze naturale;

• creşterea flexibilităţii sistemului gazier, necesară în perioade cu vârfuri de cerere, prin creşterea

debitelor de injecţie/extracţie;

• intensificarea concurenţei, prin creşterea capacităţii de înmagazinare din sectorul privat din

România;

• asigurarea unei dezvoltări durabile, prin utilizarea de tehnologii moderne şi eficiente, care să

asigure un grad ridicat de securitate şi siguranţă, atât pe amplasamentul depozitului, cât şi în

vecinătatea acestuia.

Etape (12-18 luni):



NATURALE

34/54

- finalizare obiectiv de investiție colector nou de înmagazinare gaze (execuție demarată în 2015)

termen:2017

- finalizare statie uscare gaze (execuție demarată în 2016); termen: 2017

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.

Măsuri referitoare la diversificarea surselor

Diversificarea surselor nu se limitează la necesitatea de a dezvolta interconectările între statele

membre învecinate, ci şi la posibilitatea de a diversifica rute şi surse de aprovizionare, dacă este

fezabil, în vederea asigurării aprovizionării cu gaze pentru toţi consumatorii

a. Proiectul AGRI

Proiectul AGRI deschide un nou coridor de import gaze din zona Mării Caspice, în principal

Azerbaidjan, în State Membre ale Uniunii Europene. AGRI a fost special proiectat pentru a

deveni cel mai scurt, direct şi independent (sigur) coridor de import gaze care leagă sursele din

zona Mării Caspice cu State Membre UE, evitând ambele trasee terestre posibile, prin Rusia şi,

cel tradiţional, prin Turcia. În acest moment, AGRI este primul proiect de transport gaze naturale

lichefiate în Marea Neagră, zonă de o imporţantă deosebită pentru securitatea energetică a

regiunii. Această soluţie reprezintă o importantă cale de diversificare a căilor de aprovizionare cu

gaze naturale a ţărilor din UE, în condiţiile actuale ale incertitudinii majore în privinţa rutelor

europene de aprovizionare.

Proiectul AGRI a fost iniţiat pentru a permite transportul gazelor din zăcămintele aflate în zona

Mării Caspice, traversând, prin conducte, teritoriul Azerbaidjanului şi Georgiei către un terminal

de lichefiere pe ţărmul georgian al Mării Negre, de-a lungul Mării Negre folosind metaniere

către un terminal de regazificare pe ţărmul românesc şi transportate ulterior, prin conducte, pe

teritoriul României şi Ungariei, cu posibilităţi de conectare la sistemele de transport gaze din alte

state membre ale UE. Traseul propus de proiectul AGRI, permite accesul la noi surse de gaze

din zona Mării Caspice unde, pe lângă gazele din Azerbaidjan, există posibilitatea conectării la

surse de gaze din Turkmenistan precum şi din Kazahstan, contribuind astfel la o semnificativă

diversificare a surselor de aprovizionare cu gaze a UE.

Volumul maxim, avut în vedere de studiul de fezabilitate al proiectului, pentru a fi transportat în

cazul implementării acestui proiect, este de 8 mld. m.c./an.

Piaţa de desfacere a gazelor: România şi Ungaria, ca pieţe primare, precum şi Serbia, Croaţia,

Bulgaria, Moldova, şi Ucraina, ca pieţe secundare.

În scopul obținerii de finanțare europeană, România a prezentat o serie de argumente privind

importanța includerii acestui proiect pe lista europeană de proiectelor de interes comun (PCI), pe

locurile eligibile. Proiectul AGRI s-a aflat pe prima listă europeană de PCI, însă, în opinia



NATURALE

35/54

Comisiei Europene, nu au fost realizate progrese semnificative, unul dintre dezavantajele majore

fiind în principal lipsa garantării sursei de aprovizionare cu gaze naturale a proiectului. Comisia

Europeană a apreciat că proiectul ar trebui promovat la următoarea revizuire a listei europene de

PCI (lista de proiecte de interes comun se actualizează la fiecare doi ani pentru a integra noi

proiecte și pentru a elimina proiectele perimate). În ciuda demersurilor întreprinse de către partea

română, proiectul nu a fost inclus pe lista finală a Proiectelor de Interes Comun, adoptată de

Comisia Europeană în 2017.

În prezent acționarii acestui proiect iau în considerare o reactualizare a Studiului de fezabilitate,

având în vedere faptul că scopul acestui proiect a suferit modificări în urma asigurării

tronsonului de conducte terestre, pe teritoriul României, prin proiectul BRUA. Noul studiu ar

putea lua în calcul și modificările apărute în piața de gaze, atât în ceea ce privește aprovizionarea

cât și consumul, precum și o eventuală variantă de Floating Regasification Terminal, care nu a

fost analizata în cadrul Studiului de fezabilitate inițial.

b. 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 reţeaua de conducte şi racorduri de alimentare, cu diametre cuprinse între 50

și 1.200 mm și lungimea totală de 12.585 km (13.138 km incluzând şi 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.;

- Csanédpalota (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 ţării, cu o capacitate anuală de 1,5 mld m.c. ;

- Giurgiu – Ruse (România, Transgaz Bulgaria, Bulgartransgaz): punct de ieșire din zona de

sud a ţării, cu o capacitate anuală de 1,5 mld m.c..



NATURALE

36/54

Punctele de interconectare transfrontalieră ale SNT şi conductele de tansport internaţional gaze

naturale din sud - estul României



b.1.Interconectare România – Bulgaria (Giurgiu – Ruse)

conducta de interconectare este proiectată cu flux invers. Proiectul este cofinanţat de Uniunea

Europeană, prin Programul Energetic European pentru Redresare, în conformitate cu Decizia

de Finanţare nr. C(2010)5962/06.09.2010.

În data de 4 noiembrie 2016, s-a finalizat tragerea pe sub Dunăre a conductei de rezervă DN

500 în lungime de 2100 metri. În data de 11 noiembrie 2016 a fost pus în funcțiune firul

principal al interconectorului.

Termenul pentru asigurarea unor capacităţi de transport bi-direcţional este finalul anului

2019.

caracteristici tehnice: DN 500, Capacitate = 1,5 mld.mc/an și Pmax = 40 bar



NATURALE

37/54

b.2. Interconectarea România – Ungaria (pe direcţia Arad – Szeged)

a fost pusă în funcţiune în luna iulie 2010 (sensul de curgere este din Ungaria către

România). Începând cu data de 1 noiembrie 2014 se asigură curgerea bi-direcţională

permanentă la presiune de 20 bari şi o capacitate fermă de transport de 10.000 m.c./oră şi o

capacitate întreruptibilă de transport de 40.000 m.c./oră. Pentru a fi posibilă creşterea

capacităţii de transport pe direcţia România – Ungaria la o valoare de 1,75 mld. m.c./an şi

asigurarea ulterioară a capacităţii maxime de 4,4 mld. m.c./an sunt necesare dezvoltări

tehnice atât la nivelul sistemului românesc de transport, cât şi la nivelul celui din Ungaria.

Condiţiile tehnice care să permită un flux de gaze bidirecţional pe interconectarea Romania-

Ungaria se vor realiza prin proiectul “Conductă de gaze din Bulgaria în Austria, via România

şi Ungaria”, respectiv prin proiectul SNTGN TRANSGAZ S.A., “Dezvoltarea pe teritoriul

României a Sistemului de Transport Gaze Naturale pe Culoarul Bulgaria-Romania-Ungaria-

Austria” (BRUA), termenul pentru faza I, de asigurare a debitului bidirecţional de 1,75

miliarde de metri cubi/an este finalul anului 2019, iar capacitatea maximă de 4,4 miliarde

mc/an va fi asigurată prin implementarea BRUA faza II.

caracteristici tehnice: DN 700, Capacitate = 1,75 mld.mc/an şi Pmax = 63 bar

b.3. Interconectarea România – Moldova

conducta de interconectare Iaşi-Ungheni a fost inaugurată în data de 27.08.2014. Pentru a se

putea asigura parametrii prevăzuţi în fişa tehnică a interconectării Sistemelor Naţionale de

Transport Gaze Naturale din România şi Republica Moldova, pe direcţia Iaşi – Ungheni, sunt

necesare realizarea unor dezvoltări suplimentare atât în sistemul românesc de transport gaze

naturale, cât şi în cel al Republicii Moldova. Cu prilejul ultimei Sesiuni a Comisiei mixte

Interguvernamentale de colaborare economică dintre România 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 sfarșitul

trimestrului I 2019.

Ministerul Energiei a emis în anul 2017 autorizatia de constructie a conductelor de transport

al gazelor naturale pe ruta Onesti-Gherasti si Gherasti-Letcani. Cele doua conducte, cu o

lungime totala de 169 kilometri, urmeaza sa fie conectate la gazoductul Iasi-Ungheni .

Constructia efectiva a celor doua conducte este estimata sa inceapa in 2018, iar intrarea in

operare este programata pentru anul 2019. Dezvoltarea infrastructurii de transport al gazelor

naturale in zona de Nord-Est a Romaniei (in judetele Bacau, Neamt si Iasi) va imbunatati

aprovizionarea cu gaze a consumatorilor din regiune si va asigura capacitatea de transport

necesara catre Republica Moldova

caracteristici tehnice: DN 500, Capacitate = 1,5 mld.mc/an și Pmax = 50 bar

b.4. Interconectare cu UCRAINA:

Conducta de interconectare Orlovka (UA) – Isaccea (RO) cu următoarele

caracteristici: DN 1000, Capacitate = 8,6 mld.mc/an şi Pmax = 55 bar;

Conducta de interconectare Tekovo (UA) – Medieşu Aurit (RO) cu următoarele



NATURALE

38/54

caracteristici: DN 700, Capacitate = 4,0 mld.mc/an, şi Pmax = 70 bar.

c. Interconectarea între sistemul naţional de transport gaze naturale cu sistemul de

transport internaţional şi asigurarea curgerii reversibile la Issacea



Proiect este necesar deoarece:

- prin implementarea sa se creează un culoar de transport între piețele din Grecia, Bulgaria,

România și Ucraina, în condițiile în care se realizează și noua interconectare între Grecia și

Bulgaria

- contractul de transport aferent capacității conductei Tranzit 1 a expirat la 1 octombrie 2016.

Începând cu anul gazier 2016 – 2017 capacitatea de transport a conductei Tranzit 1 se

comercializează pe bază de licitații, conform codului european privind mecanisme de alocare a

capacităților în punctele de interconectare trasnfrontalieră și a Ordinului ANRE nr. 34/2016

- se vor putea asigura fluxuri fizice reversibile în punctul Negru Vodă 1, conform cerințelor

regulamentului (UE) nr. 994/2010

- proiectul devine necesar și în contextul preluării în sistemul românesc de transport a gazelor

naturale recent descoperite în Marea Neagră, pentru valorificarea acestora pe piața românească și



NATURALE

39/54

pe piețele regionale

Proiectul presupune următoarele lucrări:

modernizare şi amplificarea staţiei de comprimare Siliştea

modernizare şi amplificarea staţiei de comprimare Oneşti

interconectare SMG Isaccea 1(SNT cu Tranzit1)

reabilitarea tronsoanelor de conductă Cosmești – Onești (66,2 km) și Siliștea -

Șendreni (11,3 km)

Termen estimat de finalizare: 2019

Valoarea estimată a investiţiei se ridică la suma de 65 milioane EURO.

d. Dezvoltarea pe teritoriul României a SNT pe coridorul Bulgaria – Romania- Ungaria-

Austria (BRUA)





NATURALE

40/54

Având în vedere trendul ascendent al dependenţei Uniunii Europene de importuri de gaze

naturale, pe fondul creşterii constante a cererii, precum şi al scăderii producţiei interne,

asigurarea securităţii în aprovizionarea cu gaze naturale reprezintă o necesitate.

Ţinând cont de perspectiva materializării unor noi proiecte care vizează diversificarea rutelor de

transport gaze naturale din Regiunea Mării Caspice înspre Europa Centrală, precum şi a unor noi

surse de gaze naturale în perimetrele off-shore din Marea Neagră, Transgaz își propune

construirea unui nou coridor de transport gaze naturale care să asigure valorificarea volumelor de

gaze naturale aferente acestor surse pe piaţa românească şi europeană şi posibilitatea curgerii

fizice bidirecţionale permanente pe interconectările cu Bulgaria şi Ungaria.

Proiectul Dezvoltarea pe teritoriul României a Sistemului Naţional de Transport Gaze Naturale

pe coridorul Bulgaria-Romania-Ungaria-Austria (BRUA) constă în construirea unei conducte noi

de transport gaze care va conecta Nodul Tehnologic Podişor cu Staţia de Măsurare Gaze (SMG)

Horia pe direcţia Podișor-Corbu - Hurezani - Hațeg - Recaș - Horia.

Proiectul BRUA vizează dezvoltări ale capacităţilor de transport în sistem între interconectările

dintre Sistemul Naţional de Transport Gaze Naturale şi sistemele similare ale Bulgariei şi

Ungariei și care a fost inclus în lista proiectelor de interes comun (PCI) adoptată de Comisia

Europeană (CE) în noiembrie 2015.

În data de 19 ianuarie 2016, Comitetul de Coordonare CEF-Energie (Connecting Europe Facility

- Energy), din cadrul Comisiei Europene, a aprobat finanțarea cu suma de 179 milioane de euro a

lucrărilor ce urmează să fie efectuate de Transgaz la sistemul național de transport al gazelor

naturale în vederea dezvoltării unei conducte care va face legătura dintre Bulgaria și Austria via

România și Ungaria (proiectul de interconectare Bulgaria – România – Ungaria – Austria

(BRUA) – faza 1).

În data de 09.09.2016, a fost semnat Acordul de Finanţare prin Mecanismul Conectarea

Europei aferent traseului prin Romania a coridorului de transport Bulgaria-România-

Ungaria-Austria (BRUA), eveniment care a avut loc la Budapesta, între SNTGN

TRANSGAZ și reprezentanţii Comisiei Europene ca fiind una dintre cele mai semnificative

realizari din cadrul cooperarii regionale CESEC. Prin acest Acord, compania Transgaz a primit

o sumă nerambursabilă de 179,32 milioane euro pentru implementarea Proiectului BRUA-faza I.

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 preconizata conectare a 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.



NATURALE

41/54

În data de 19 ianuarie 2016, Comitetul de Coordonare CEF-Energie (Connecting Europe Facility

- Energy), din cadrul Comisiei Europene, a aprobat finanțarea cu suma de 179 milioane de euro a

lucrărilor ce urmează să fie efectuate de Transgaz la sistemul național de transport al gazelor

naturale în vederea dezvoltării unei conducte care va face legătura dintre Bulgaria și Austria via

România și Ungaria (proiectul de interconectare Bulgaria – România – Ungaria – Austria

(BRUA) – faza 1).

Crearea infrastructurii necesare preluării și transportului gazelor naturale din perimetrele off-

shore din Marea Neagră în scopul valorificării acestora pe piața românească și pe alte piețe din

regiune va necesita un efort investiţional de 262 milioane Euro, necesar realizării unei noi

conducte de transport gaze naturale, în lungime de 285 km, pe traseul Marea Neagră-Podișor.

Proiectul BRUA este prevăzut în Planul de dezvoltare european TYNDP 2017 şi de asemenea a

fost inclus pe lista actualizată a proiectelor de interes comun.

Transgaz are în vedere dezvoltarea etapizată a Proiectului BRUA:

Etapa I care constă în realizarea următoarelor obiective:

conductă Podişor – Recaş 32” x 63 bar în lungime de aproximativ 479 km

trei staţii de comprimare gaze (SC Podişor, SC Bibeşti şi SC Jupa), fiecare staţie

fiind echipată cu două agregate de comprimare (unul în funcţiune şi unul în

rezervă), cu posibilitatea de asigurare a fluxului bidirecțional de gaze.

Etapa II care constă în realizarea următoarelor obiective:

conductă Recaş – Horia 32” x 63 bar în lungime de aproximativ 50 km;

amplificarea celor trei staţii de comprimare (SC Podişor, SC Bibeşti şi SC Jupa)

prin montarea unui agregat suplimentar de comprimare în fiecare staţie;

amplificarea staţiei de măsurare gaze existente SMG Horia.

Implementarea Proiectului BRUA are drept rezultat asigurarea posibilității fizice de curgere

bidirecțională permanentă între interconectările cu Bulgaria și cu Ungaria, asigurându-se

următoarele capacităţi de transport:

- capacitate de transport spre Ungaria de 1,75 mld. Smc/an, respectiv de 1,5 mld. mc/an

spre Bulgaria la finalizarea etapei I;

- capacitate de transport spre Ungaria de 4,4 mld. Smc/an, respectiv de 1,5 mld. mc/an spre

Bulgaria la finalizarea etapei II.



NATURALE

42/54



NATURALE

43/54

e. Dezvoltarea pe teritoriul României a coridorului sudic de preluare a gazelor din Marea

Neagră (conductă ţărmul Mării Negre – Podişor)



În contextul în care Europa devine tot mai dependentă de importuri de gaze naturale, accesul la

noi surse devine o necesitate imperioasă.

Studiile şi evaluările realizate până în prezent au evidenţiat zăcăminte de gaze naturale

semnificative în Marea Neagră.

În aceste condiţii dezvoltarea pe teritoriul României a unei infrastructuri de transport gaze

naturale de la ţărmul Mării Negre până la graniţa România-Ungaria reprezintă una din priorităţile

majore ale TRANSGAZ.

Proiectul este de o importanţă deosebită la nivel european prin prisma contribuţiei sale la

diversificarea surselor de aprovizionare şi prin faptul că oferă acces la o sursă europeană printr-o

rută ce traversează exclusiv ţări ale UE.



NATURALE

44/54

Obiectivul major al acestei investiţii constă în crearea unei infrastructuri de transport care să facă

legătura între noile resurse potenţiale de gaze naturale disponibile la ţărmul Mării Negre şi

coridorul BULGARIA – ROMÂNIA – UNGARIA – AUSTRIA, astfel asigurându-se

posibilitatea dirijării gazelor spre Bulgaria și Ungaria prin interconectările existente Giurgiu –

Ruse (cu Bulgaria) şi Nădlac – Szeged (cu Ungaria).

De asemenea, această conductă se va interconecta cu actuala conductă internațională de transport

gaze naturale T1.

Termen estimat de finalizare: 2020, acesta depinzând de graficele de realizare ale proiectelor

offshore din amonte.

Transgaz nu a luat încă o Decizie Finală de Investiție (FID) pentru acest proiect.

Valoarea estimată a investiţiei se ridică la suma de 278,3 milioane Euro.

În condiţiile în care proiectul va îndeplini toate criteriile de eligibilitate prevăzute în

Regulamentul 347/2013, Transgaz intenţionează să depună o cerere de investiție în vederea

accesării unui grant nerambursabil pentru lucrări prin mecanismul Connecting Europe Facility .

f. Proiect privind dezvoltări ale SNT în zona de Nord-Est a României în scopul

îmbunătăţirii aprovizionării cu gaze naturale a azonei precum şi a asigurării capacităţii

de stransport spre Republica Moldova

Având în vedere necesitatea îmbunătăţirii alimentării cu gaze naturale a regiunii de nord-est a

României şi ţinând seama de perspectiva oferită de noua conductă de interconenectare dintre

România şi Republica Moldova de a oferi capacitate de transport spre Republica Moldova, sunt



NATURALE

45/54

necesare o serie de dezvoltări în sistemul românesc de transport gaze naturale astfel încât să

poată fi asiguraţi parametrii tehnici adecvaţi cerinţelor de consum din regiunile vizate.



Interconectorul România – Republica Moldova (Iași-Ungheni) este funcţional începând cu data

de 27 august 2014 şi are o capacitate de funcţionare de 1,5 mld m3/an.

În scopul eficientizării atât a procesului de implementare, cât 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

Oneşti – Gherăeşti în lungime de 104 km. Traseul acestei conducte va fi paralel în mare

parte cu conductele existente DN 500 Oneşti – Gherăeşti;



NATURALE

46/54

Construirea unei conducte noi de transport gaze naturale DN 700, Pn 55 bar, pe direcția

Gherăești – Lețcani în lungime de 61km. Această conductă va înlocui conducta existentă

DN 400 Gherăești – Iaşi pe tronsonul Gherăești – Lețcani;

Construirea unei Staţii de comprimare gaze noi la Oneşti, având o putere instalată de 6

MW, 2 compresoare de câte 3 MW, unul activ si unul de rezervă;

Construirea unei Staţii de comprimare gaze noi la Gherăeşti, având o putere instalată de 4

MW, 2 compresoare de câte 2 MW, unul activ și unul de rezervă.

Termen estimat de finalizarea a proiectului: 2019

Valoarea totală estimată a investiţiei este de 131,7 milioane Euro.

Prin realizarea acestui proiect, va putea fi asigurată presiunea necesară şi capacitatea de transport

de 1,5 mld.mc/an în punctul de interconectare dintre sistemele de transport ale României şi

Republicii Moldova.

Proiectul “Dezvoltarea capacităţii de transport a SNT în vederea asigurării fluxului de gaze

naturale pe direcţia România – Republica Moldova” a fost acceptat ca eligibil conform

conditiilor stabilite de Programul Operaţional Infrastructura Mare (POIM). In cadrul acestui

program, Axa Prioritară (AP) 8. – Obiectivul Strategic (OS) 8.2 – “Creşterea gradului de

interconectare a Sistemului Naţional de Transport a gazelor naturale cu alte state vecine”, are o

alocare financiară de circa 55 milioane euro.



NATURALE

47/54

g. Amplificarea coridorului bidirecțional de transport gaze naturale Bulgaria – Romania -

Ungaria – Austria



În funcţie de volumele de gaze naturale disponibile la ţărmul Mării Negre, (care nu vor putea fi

preluate de Culoarul BRUA), pe termen lung se are în vedere dezvoltarea capacităţii de transport

pe culoarul Oneşti – Coroi – Haţeg – Nădlac.

Dezvoltarea acestui culoar de transport gaze naturale presupune următoarele:

reabilitarea unor conducte existente ce aparţin SNT;

înlocuirea unor conducte existente ce aparţin SNT sau conducte noi instalate în paralel cu

conductele existente;

dezvoltarea a 4 sau 5 staţii noi de comprimare cu o putere totală instalată de aprox. 66 -

82,5MW:

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 prin a căror implementare urmând a se atinge obiectivele stabilite

pentru realizarea acestui culoar de transport gaze naturale.

Cele două proiecte sunt:

1. Asigurarea curgerii reversibile pe interconectarea România – Ungaria: proiectul va consta în

următoarele:



NATURALE

48/54

- Conductă nouă de transport gaze naturale Băcia – Haţeg – Horia - Nădlac în lungime de

aproximativ 280 km;

- Două staţii noi de comprimare gaze naturale amplasate de-a lungul traseului.

2. Dezvoltarea SNT între Onești și Băcia : proiectul va consta în următoarele:

- Reabilitarea unor tronsoane de conductă;

- Înlocuirea unor conducte existente cu conducte noi cu diametru si presiune de operare

mai mare;

- Două sau trei staţii noi de comprimare gaze naturale.

Termen de finalizare pentru întreg coridorul: 2023

Valoarea estimată a investiţiei se ridică la suma de 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.

h. Proiect privind noi dezvoltări ale SNT în scopul preluării gazelor de la ţărmul Mării

Negre



Având în vedere zăcămintele de gaze naturale descoperite în Marea Neagră în ultima perioadă,

Transgaz intenţionează extinderea SNT cu scopul creării unui punct suplimentar de preluare a

gazelor naturale provenite din perimetrele de exploatare submarine ale Mării Negre.



NATURALE

49/54

Acest proiect a devenit necesar ca urmare a discuţiilor avute/iniţiate de Transgaz pe parcursul

anului 2015 cu titulari de licenţe de explorare şi exploatare a perimetrelor din Marea Neagră.

Transgaz a finalizat studiul de prefezabilitate pentru o conductă de transport în lungime de

aproximativ 25 km și diametru Dn 500, de la ţărmul Mării Negre până la conducta existentă de

transport internaţional T1. În cadrul studiului au fost analizate două trasee ale conductei de

transport gaze naturale, precum și diferite diametreale acesteia în funcție de capacitatea de

transport.

Termen estimat de finalizare: 2019, acesta depinzând de graficele de realizare a proiectelor

offshore din amonte.

Valoarea estimată a investiţiei: 9 milioane Euro.



NATURALE

50/54

i. Interconectarea România – Serbia – interconectarea sistemului național de transport

gaze naturale cu sistemul similar de transport gaze naturale din Serbia



Pentru creșterea gradului de asigurare a securității energetice în regiune, România are în vedere

încheierea unui Memorandum de înțelegere cu Serbia pentru construirea unei conducte de

interconectare.

Varianta analizată de export gaze naturale spre Serbia este de preluare a gazelor naturale din

viitoarea conductă BRUA (faza I, II și III). Cel mai apropiat punct al conductei BRUA de granița

dintre România şi Serbia este localitatea Mokrin, zona 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 similar de transport gaze naturale din

Serbia pe direcția Arad – Mokrin în lungime de aproximativ 80 km.

Descrierea proiectului:

Proiectul va consta în următoarele:

Construirea unei conducte noi de interconectare pe direcția Arad – Mokrin în lungime de

aprox. 80 km din care aprox. 74 km pe teritoriul României și 6 km pe teritoriul Serbiei cu

următoarele caracteristici :



NATURALE

51/54

- Presiunea în conducta BRUA zona Arad : 47 bar (PN BRUA – 63 bar);

- Diametrul Conductei de interconectare : 500 mm ;

- Capacitate transport: max. 1 mld Smc/an (115 000 Smc/h), Presiune în

Mokrin: 42 bar ;

- Capacitate transport: max. 1,6 mld Smc/an (183 000 Smc/h), Presiune în

Mokrin: 35 bar.

Construirea unei stații de măsurare gaze naturale (poate fi amplasată pe teritoriul

României sau al Serbiei).

Termen estimat de finalizare : 2026

Valoarea totală estimată a investiţiei : 43 milioane EURO (25 Euro/inch-m) din care :

37 mil EURO conducta pe teritoriul României

3 mil EURO conducta pe teritoriul Serbiei

3 mil EURO stația de măsurare gaze (poate fi amplasată pe teritoriul României sau al

Serbiei)

Exportul de gaze naturale spre Serbia se va realiza după finalizarea proiectului BRUA.

În situația în care gaze naturale vor fi preluate 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.



NATURALE

52/54

j. Modernizare SMG Isaccea 1 și SMG Negru Vodă 1



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.

Termen estimat de finalizare : 2019

Valoarea totală estimată a investiţiei : 13,9 milioane EURO din care :

7,1 mil EURO modernizare SMG Isaccea 1

6,8 mil EURO modernizare SMG Negru Vodă 1



NATURALE

53/54

Autoritatea Competentă

Autoritatea Competentă care are competenţă în asigurarea securităţii energetice a României în

domeniul gazelor naturale este Ministerul Energiei prin intermediul Serviciului Autoritatea

Competentă Aprovizionare Gaze Naturale.

Date de contact Autoritate Competentă:

adresă: Splaiul Independenţei, nr. 202 E, sector 6, Bucureşti

e-mail: [email protected];

Concluzii

În calitate de stat membru al Uniunii Europene, România este un furnizor de securitate

energetică în regiune şi în Europa şi are potenţialul de a-şi întări acest rol, contribuind activ prin

politica şi programele sale la atingerea obiectivelor Uniunii Europene în domeniul energetic.

România promovează şi implementează o strategie integrată în sectorul gazier, atât pentru

componenta de transport, cât şi pentru cea de înmagazinare a gazelor naturale, cu efecte pozitive

în consolidarea cooperării regionale dintre România şi statele vecine. Strategia integrată este în

acord cu obiectivele Uniunii Energetice şi se înscrie în noua dimensiune promovată de aceasta.

Din perspectiva funcţionării pieţei de gaze naturale şi a dezvoltării pieţelor competitive şi

integrate în regiunea Central şi Sud-Est Europeană în domeniul gazelor naturale în cadrul

iniţiativei CESEC - Central East South Europe Gas Connectivity, România susține diversificarea

surselor de aprovizionare cu gaze a regiunii Central și Sud-Est Europene și încurajează

dezvoltarea de proiecte în conformitate cu prioritațile stabilite la nivelul iniţiativei CESEC.

În acest context, în România, furnizarea de gaze naturale pentru consumatorii protejaţi este

asigurată, în condiții normale de piață si – în situații de urgență – prin implementarea măsurilor

prevăzute în Planul de Urgență.

În cazul unei cereri excepţional de mari sau al unei întreruperi semnificative a furnizării sau a

unei afectări semnificative a situaţiei livrărilor şi în cazul în care toate măsurile bazate pe

mecanismele pieţei au fost implementate, dar oferta de gaze este insuficientă pentru a satisface

cererea rămasă neacoperită a consumatorilor, în scopul de a asigura aprovizionarea cu gaze

naturale a consumatorilor protejaţi, în România vor fi adoptate măsurile administrative prevăzute

în Planul de Urgenţă (pentru nivelul de urgenţă în cadrul situaţiilor de criză).



NATURALE

54/54

Glosar de termeni

Autoritate Competentă – Ministerul Energiei, prin intermediul Serviciului Autoritatea

Competentă Aprovizionare Gaze Naturale

Regulamentul UE nr. 994/2010 - Regulamentul UE nr. 994/2010 al Parlamentului European şi

al Consiliului din 20 octombrie 2010 privind măsurile de garantare a securităţii aprovizionării cu

gaze naturale şi de abrogare a Directivei 2004/67/CE a Consiliului

ME - Ministerului Energiei

Legea 123/2012 – Legea energiei electrice şi a gazelor naturale, publicată în Monitorul Oficial al

României din data de 19 iulie 2012, cu modificările şi completările ulterioare

ANRE – Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei

SNT – Sistemul Naţional de Transport gaze naturale

CE – Comisia Europeană

UR – utilizator reţea sistem de transport gaze naturale

Plan de Acțiuni Preventive privind măsurile de garantare a … · 2017. 11. 22. · PLAN DE...

Documents

Transcript of Plan de Acțiuni Preventive privind măsurile de garantare a … · 2017. 11. 22. · PLAN DE...