Decizia nr. 311/2005

Capitolul I Principii generale

Referitor la art 1 lit. a)

Prețurile finale reglementate, la care se realizează furnizarea reglementată a gazelor naturale, acoperă toate costurile implicate de asigurarea cu gaze naturale a consumatorului final (captiv sau care nu își exercită drepturile ce decurg din calitatea de consumator eligibil). Din acest punct de vedere, prețul final reglementat acoperă atât costurile aferente achiziționării și comercializării gazelor naturale ca marfa în sine, cât și toate costurile aferente serviciilor de transport, înmagazinare și distribuție necesare ca acestea să ajungă de la furnizor la consumatorul final.

Referitor la art. 2

Prețurile finale reglementate, după cum a fost deja menționat, acoperă toate costurile legate de asigurarea cu gaze naturale a consumatorului final. În consecință, prețurile finale reglementate vor acoperi inclusiv costurile legate de menținerea, la dispoziția consumatorului, a unei conexiuni cu sistemul de distribuție (branșamentul) și a unei capacități rezervate în sistemul respectiv. Aceste costuri, de menținere în stand-by a unei conexiuni cu sistemul de distribuție (branșamentul) și a unei capacități rezervate în acest sistem, sunt acoperite de componenta fixă a prețului final reglementat, respectiv abonamentul (art. 63 și 64 din Metodologie).

Referitor la art. 3, alin. (3), lit. d)

Metodologia nu acoperă modalitățile de remunerare a construcției fizice a racordurilor sau a branșamentelor. Veniturile realizate de operatori din tarifele de racordare sau din tarifele de branșare sunt considerate excluse din veniturile reglementate, iar costurile asociate construcției unor astfel de racorduri sau branșamente sunt excluse din costurile recunoscute de ANRGN (atât costuri operaționale - OPEX, cât și costuri de capital - CAPEX). În cazul racordurilor și a branșamentelor, Metodologia ia în considerare doar costurile legate de menținerea acestora în stare de funcționare, în condiții de siguranță. Aceste costuri sunt permise și recunoscute în veniturile reglementate ale operatorilor de transport și/sau de distribuție.

Referitor la art. 2 și art. 5

Pentru prima perioadă de reglementare, tarifele de distribuție și prețurile finale reglementate vor fi stabilite diferențiat pe categorii de consumatori, pentru fiecare operator în parte, pentru întreaga arie de distribuție deservită. Începând cu cea de a doua perioadă de reglementare, în funcție de cantitatea și calitatea datelor de fundamentare oferite de operatori, precum și în funcție de dezvoltarea pieței interne a gazelor naturale și întărirea competiției, ANRGN va lua în considerare oportunitatea stabilirii de tarife de distribuție și prețuri finale reglementate diferențiate pe unități teritoriale mai restrânse (județ, localități) din aria de distribuție deservită de același operator.

Capitolul II Definirea perioadelor de reglementare

Referitor la art. 9

Pentru operatorii de transport, de înmagazinare și/sau de distribuție care încep activitatea în interiorul unei perioade de reglementare, prima perioadă de reglementare se va termina odată cu terminarea perioadei de reglementare a tuturor celorlalți operatori cu activitate similară. De exemplu, pentru un operator care începe o activitate reglementată la jumătatea celei de a doua perioade de reglementare, prima perioadă de reglementare va dura 2 \'bd ani și se va sfârși odată cu perioada de reglementare curentă a operatorilor cu activitate similară.

Capitolul III Definirea activităților reglementate

Secțiunea 1. Transportul gazelor naturale

Referitor la art. 12

Exploatarea capacităților de transport se referă la toate sarcinile ce îi revin operatorului privind operarea și întreținerea sistemul de transport și pentru asigurarea funcționării acestuia în condiții de siguranță, inclusiv înlocuirea conductelor magistrale și a instalațiilor și echipamentelor aferente, odată ce acestea au atins durata lor tehnică și economică de viață.

Referitor la art. 13

Dezvoltarea capacităților de transport se referă la acțiunile desfășurate de operator pentru creșterea capacității de transport, fie prin mărirea capacității de transport pe conductele magistrale existente, fie prin extinderea rețelei de conducte magistrale, dar fără a se referi la racordarea unor noi consumatori la conductele magistrale deja existente.

Referitor la art. 14

Utilizarea sistemului, pe lângă acțiunile și operațiunile descrise în Metodologie, înglobează și transpunerea acestor servicii prestate utilizatorilor în contracte și sunt recunoscute în veniturile operatorului. Din acest punct de vedere, toate activitățile și operațiunile desfășurate de operator pentru sau în legătură cu încheierea și derularea contractelor pentru prestarea serviciilor de transport, precum și toate relațiile cu clienții derivate din prestarea acestor servicii, se subscriu utilizării sistemului.

Secțiunea 2. Înmagazinarea subterană a gazelor naturale

Referitor la art. 17

Exploatarea capacităților de înmagazinare subterană se referă la toate sarcinile ce îi revin operatorului privind operarea și întreținerea sistemului de înmagazinare subterană și pentru asigurarea funcționării acestuia în condiții de siguranță, inclusiv repararea sondelor și/sau înlocuirea instalațiilor și echipamentelor aferente din subteran sau de suprafață, odată ce acestea au atins durata lor tehnică și economică de viață.

Referitor la art. 18

Dezvoltarea capacităților de înmagazinare subterană se referă la acțiunile desfășurate de operator pentru creșterea capacității depozitului subteran, fie prin mărirea capacității de injecție/extracție, fie prin construcția de noi sonde sau altele asemenea.

Referitor la art. 19

Utilizarea sistemului, pe lângă acțiunile și operațiunile descrise în Metodologie, înglobează și transpunerea acestor servicii prestate utilizatorilor în contracte și sunt recunoscute în veniturile operatorului. Din acest punct de vedere, toate activitățile și operațiunile desfășurate de operator pentru sau în legătură cu încheierea și derularea contractelor pentru prestarea serviciilor de înmagazinare subterană, precum și toate relațiile cu clienții derivate din prestarea acestor servicii, se subscriu utilizării sistemului.

Secțiunea 3. Distribuția gazelor naturale

Referitor la art. 24

Exploatarea capacităților de distribuție se referă la toate sarcinile ce îi revin operatorului privind operarea și întreținerea sistemului de distribuție și pentru asigurarea funcționării acestuia în condiții de siguranță, inclusiv înlocuirea conductelor de distribuție și a instalațiilor și echipamentelor aferente, odată ce acestea au atins durata lor tehnică și economică de viață.

Referitor la art. 25

Dezvoltarea capacităților de distribuție se referă la acțiunile desfășurate de operator pentru creșterea capacității de distribuție, fie prin mărirea capacității de distribuție pe conductele existente, fie prin extinderea rețelelor de distribuție, fără a se referi însă la branșarea unor noi consumatori la conductele existente sau la separarea acestora.

Referitor la art. 26

Utilizarea sistemului, pe lângă acțiunile și operațiunile descrise în Metodologie, înglobează și transpunerea acestor servicii prestate utilizatorilor în contracte și sunt recunoscute în veniturile operatorului. Din acest punct de vedere, toate activitățile și operațiunile desfășurate de operator pentru sau în legătură cu încheierea și derularea contractelor pentru prestarea serviciilor de distribuție, precum și toate relațiile cu clienții derivate din prestarea acestor servicii, se subscriu utilizării sistemului

Secțiunea 4. Furnizarea reglementată a gazelor naturale

Referitor la art. 27

În situația unor consumatori care nu vor sau nu pot să încheie un contract de cumpărare a gazelor naturale cu clauze și preț negociat, aceștia vor fi considerați drept captivi (nu exercită dreptul de a fi eligibili). Pentru această categorie de consumatori și exclusiv pentru aceasta, furnizarea se va face în regim reglementat, respectiv în baza unui contract cu clauze standard și a unui preț aprobate de ANRGN. Clauzele contractuale standard vor fi stabilite de ANRGN în urma consultării cu operatorii din sectorul gazelor naturale. Odată aprobate, aceste clauze nu mai pot face obiectul unei negocieri între consumator și furnizor. Prețul la care se face furnizarea pentru consumatorii considerați drept captivi, în condițiile standard din contractele aprobate de ANRGN, va fi de asemenea reglementat. Furnizorul care va realiza furnizarea în baza unui contract cu clauze și preț aprobate de ANRGN este considerat furnizor de ultimă instanță. Desemnarea unui astfel de furnizor, având dreptul să comercializeze gazele naturale pe această piață captivă, se va realiza în baza regulilor de selecție emise de ANRGN, după consultarea cu operatorii din sector. Prețul gazelor naturale la care se realizează furnizarea de ultimă instanță se determină prin aceeași metodologie utilizată în calculul prețului reglementat pentru consumatorii captivi în prima perioadă de reglementare, adaptată însă evoluțiilor viitoare ale pieței interne a gazelor naturale. Marja furnizorului de ultimă instanță va acoperi integral costurile de operare și de capital, inclusiv costul capitalului, realizate într-o manieră prudentă și eficientă pentru desfășurarea activității de furnizor de ultimă instanță. Pentru consumatorii eligibili (care au încheiate contracte de cumpărare gaze naturale cu clauze și preț negociat), nici prețul final și nici marja furnizorului nu vor fi reglementate de ANRGN, acestea urmând a se supune regulilor unei piețe libere, concurențiale.

Capitolul IV Venitul reglementat

Referitor la art. 32

Venitul aferent anului (i) al perioadei de reglementare (x), recunoscut de către ANRGN, acoperă costurile aflate sub controlul managementului operatorului (reprezentând venitul reglementat așa cum este definit la art. 28 alin. (1) din Metodologie) și costurile care nu sunt sub controlul managementului operatorului (reprezentând costurile preluate directe, așa cum sunt definite la art. 28 alin. (2) din Metodologie). Formula generală de calcul este:

VA^(x)i^t,ds,d,fr = VR^(x) i^t,ds,d,fr + CS^(x) i^t,ds,d,fr

unde :

VA^(x)i^t,ds,d,fr - venitul în anul "i" al perioadei de reglementare (x), pentru una din activitățile reglementate, după caz;

VR^(x)i^t,ds,d,fr - venitul reglementat în anul "i" al perioadei de reglementare (x) pentru una din activitățile reglementate, după caz;

CS^(x)i^t,ds,d,fr - costurile preluate direct în anul "i" al perioadei de reglementare (x), pentru una din activitățile reglementate, după caz.

Venitul aferent anului " i" al perioadei de reglementare (x) se determină

● în cazul activității de transport, respectiv de înmagazinare subterană, la nivelul veniturilor totale, cu următoarea formulă:

VA^(x)i^t,ds = VT^(x)i^t,ds = VRT^(x)i^t,ds + CST^(x)i^t,ds

de unde:

VA^(x)i^t,ds - venitul în anul "i" al perioadei de reglementare (x), pentru activitatea de transport, respectiv pentru activitatea de înmagazinare subterană;

VT^(x)i^t,ds - venitul total în anul "i" al perioadei de reglementare (x), pentru activitatea de transport, respectiv pentru activitatea de înmagazinare subterană;

VRT^(x)i^t,ds - venitul reglementat total în anul "i" al perioadei de reglementare (x), pentru activitatea de transport, respectiv pentru activitatea de înmagazinare subterană;

CST^(x)i^t,ds - costurile totale preluate direct în anul "i" al perioadei de reglementare (x), pentru activitatea de transport, respectiv pentru activitatea de înmagazinare subterană.

● în cazul activității de distribuție, respectiv de furnizare reglementată, la nivelul veniturilor unitare, cu următoarea formulă:

VA^(x)i^d,fr = VU^(x)i^d,fr = VRU^(x)i^d,fr + CSU^(x)i^d,fr + [CUG^(x)i^fr]

unde:

VA^(x)i^d,fr - venitul unitar în anul "i" al perioadei de reglementare (x), pentru activitatea de distribuție, respectiv pentru activitatea de furnizare reglementată;

VU^(x)i^d,fr - venitul total unitar în anul "i" al perioadei de reglementare (x), pentru activitatea de distribuție, respectiv pentru activitatea de furnizare reglementată;

VRU^(x)i^d,fr - venitul reglementat unitar în anul "i" al perioadei de reglementare (x), pentru activitatea de distribuție, respectiv pentru activitatea de furnizare reglementată;

CSU^(x)i^d,fr - costurile unitare preluate direct în anul "i" al perioadei de reglementare (x), pentru activitatea de distribuție, respectiv pentru activitatea de furnizare reglementată.

CUG^(x)i^fr - suma fixă unitară pentru acoperirea costurilor legate de achiziția gazelor naturale, inclusiv serviciile aferente și impozitul pentru gazele naturale din producția internă, destinate revânzării în cadrul activității de furnizare reglementată, în anul "i" al perioadei de reglementare (x). Acest element este utilizat numai în formula venitului anual aferent activității de furnizare reglementată. Pentru activitatea de distribuție, acest termen nu se aplică.

Venitul aferent anului (i) al perioadei de reglementare (x) stă la baza determinării tarifelor pentru anul (i) al perioadei de reglementare (x), pe care operatorii sunt îndreptățiți să le practice în contractele de prestare a serviciilor de transport, de înmagazinare subterană sau de distribuție, respectiv a prețurilor finale reglementate pentru activitatea de furnizare reglementată.

Referitor la art. 34

În primul an al fiecărei perioade de reglementare, venitul reglementat se determină pe baza venitului de bază VB(1) după următoarele relații de calcul:

● în cazul activității de transport, respectiv de înmagazinare subterană, venitul reglementat total aferent activității de transport, respectiv de înmagazinare subterană este egal cu venitul de bază calculat pentru respectiva activitate, conform art. 34 alin. (1) din Metodologie

VRT^(x)1^t,ds = VB^(x)1^t,ds

unde:

VRT^(x)1^t,ds - venitul reglementat total în primul an "i=1" al perioadei de reglementare (x), pentru activitatea de transport, respectiv pentru activitatea de înmagazinare subterană;

VB^(x)1^t,ds - venitul de bază aferent activității de transport, respectiv de înmagazinare subterană, calculat potrivit art. 34 alin. (1) și celorlalte prevederi ale Metodologiei, pentru perioada de reglementare (x).

● în cazul activităților de distribuție, respectiv de furnizare reglementată, venitul reglementat unitar este egal cu venitul de bază calculat pentru respectiva activitate, conform art. 34 alin. (1) din Metodologie, împărțit la cantitatea totală de gaze naturale estimată a fi distribuită, respectiv furnizată în primul an al perioadei de reglementare

VRU^(x)1^d,fr = VB^(x)1^d,fr / Q^(x)1^d,fr

unde:

VRU^(x)1^d,fr - venitul reglementat unitar în primul an "i=1" al perioadei de reglementare (x), pentru activitatea de distribuție, respectiv de furnizare reglementată;

VB^(x)1^d,fr - venitul de bază aferent activității de distribuție, respectiv de furnizare reglementată, calculat potrivit art. 34 alin. (1) și celorlalte prevederi ale Metodologiei, pentru perioada de reglementare (x);

Q(x)1^d,fr - cantitatea de gaze naturale estimată a fi distribuită, respectiv de a fi furnizată în regim reglementat, în primul an "i^l" al perioadei de reglementare (x), măsurată la consumator, respectiv fără a fi incluse consumurile tehnologice ale operatorului.

Cantitatea de gaze naturale estimată a fi distribuită, respectiv de a fi furnizată în regim reglementat, în primul an "i=l" al perioadei de reglementare (x), se fundamentează de către operatorul de distribuție, respectiv de către operatorul care realizează furnizarea reglementată. Prognoza privind cantitățile estimate și fundamentarea acesteia se înaintează ANRGN odată cu înaintarea fundamentărilor privind stabilirea venitului de bază (art. 143, alin. 1 din Metodologie). Estimarea cantităților se realizează în condițiile standard de presiune, temperatură și de calitate a gazelor naturale prevăzute în Standardul SR3317.

ANRGN are dreptul să ceară sau să propună revizuirea prognozelor înaintate, urmând ca în calculul venitului reglementat unitar - VRU^(x)1^d,fr, cantitatea de gaze naturale - Q^(x)1^d,fr să se stabilească de comun acord cu operatorul.

Ținând cont de impactul pe care deschiderea pieței interne, schimbarea metodologiilor de tarifare și procesul de privatizare al principalelor companii de distribuție îl produc, pentru activitatea de distribuție, respectiv de furnizare reglementată, venitul reglementat unitar - VRU^(1)1^d,fr stabilit pentru prima perioadă de reglementare va fi recalculat în situația în care diferența între cantitatea estimată Q^(1)1^d,fr și cea efectiv distribuită, respectiv furnizată în regim reglementat este substanțial diferită. Valoarea limitei de la care este permisă recalcularea venitului reglementat unitar - VRU^(1)1^d,fr va fi convenită cu fiecare operator în parte. Diferențele de venit reglementat unitar - ?Delta VRU^(1)1^d,fr în plus vor fi recuperate de la operator, respectiv cele în minus vor fi recunoscute operatorului, odată cu ajustarea venitului reglementat unitar din anul următor al primei perioade de reglementare. Diferențele de venit reglementat unitar - Delta VRU^(l)i^d,fr vor fi calculate pentru întreaga diferență dintre cantitățile prognozate și cele efectiv realizate. Pentru perioadele de reglementare ulterioare (x >= 2), ANRGN nu va accepta recalculări ale venitului reglementat unitar - VRU^(x)i^d,fr.

Referitor la art. 36

Sporul de eficiență economică realizat anual în perioada de reglementare este calculat ca diferență între nivelul costurilor de operare (OPEX) aflate sub controlul operatorului, permis de ANRGN în respectivul an al perioadei de reglementare și nivelul costurilor efectiv realizate de operator în același an.

Referitor la art. 37

Analiza sporurilor anuale de eficiență economică se face de către ANRGN, pe baza informațiilor puse la dispoziția sa de către operator, în vederea identificării surselor din care provin aceste câștiguri: creșterea performanțelor manageriale ale operatorului sau reduceri de costuri datorate unor factori externi (reduceri de taxe, impozite, contribuții, scutiri sau amânări la plată, altele asemenea).

Referitor la art. 38

Sporurile anuale de eficiență economică ce rezultă din creșterea performanțelor manageriale ale operatorului vor fi păstrate de operator pentru o perioadă de 5 ani, începând cu anul în care au fost obținute. Orice alte câștiguri de eficiență vor fi trecute consumatorilor la începutul perioadei de reglementare imediat următoare anului în care acestea au fost obținute.

Referitor la art. 40

Cantitățile ce sunt luate în calcul sunt cele destinate exclusiv furnizării în regim reglementat.

La calculul sumei fixe unitare, costurile aferente gazelor naturale din depozite, ca marfa, sunt incluse în costurile generale de achiziție a gazelor naturale din import sau din intern, în funcție de originea lor.

Cantitățile de gaze naturale transportate se referă atât la cantitățile de gaze naturale ce sunt transportate direct (fără a mai fi înmagazinate) de la producători sau din import la utilizatori, cât și la cantitățile transportate pentru aceștia, provenind din depozitele subterane.

Termenii formulei generale de calcul a CUG^fr se determină astfel:

● costul gazelor naturale din import:

r

Q^fr(imp) * P(imp) =

Σ

[q(v)^fr(imp) * P(v)(imp)]

v=1

unde:

q(v)^fr(imp) - cantitatea de gaze naturale din import provenind din contractul de import (v), destinată furnizării reglementate, fie că aceste cantități sunt livrate direct utilizatorilor, pe măsură ce sunt importate, fie că sunt extrase dintr-un depozit de înmagazinare subterană în care au fost stocate anterior livrării;

P(v)(imp) - prețul unitar, exprimat în lei/1000 mc, aferent fiecărei cantități q(v)^fr(imp).

Prețul unitar p(v)(imp) luat în calcul la determinarea costului gazelor naturale din import este considerat în condiții de livrare DAF România, cu toate taxele și comisioanele vamale, precum și comisionul importatorului, incluse.

Costul transportului pe parcursul extern, precum și orice alte taxe, alte obligații legale și/sau alte costuri de orice natură implicate de acest transport sunt considerate incluse în prețul de import.

Costul transportului pe parcursul intern, precum și orice alte taxe, alte obligații legale și/sau alte costuri de orice natură implicate de acest transport nu sunt considerate incluse în prețul unitar p(v)(imp) și sunt recunoscute în măsura în care există obligația legală de plată a acestora și/sau sunt realizate în mod prudent și rezonabil.

● costul gazelor naturale din producția internă:

t

Q^fr(int) * P(int) = Σ [g(w)^fr(int) * p(w)(int)

w=l

unde:

g(w)^fr(int) - cantitatea de gaze naturale din producția internă provenind din contractul (w), destinată furnizării reglementate, fie că aceste cantități sunt livrate direct utilizatorilor, pe măsură ce producătorii le injectează în sistemul național de transport, fie că sunt extrase dintr-un depozit de înmagazinare subterană în care au fost stocate anterior livrării;

p(w)(int) - prețul unitar, exprimat în lei/1000 mc, aferent fiecărei cantități q(w)^fr(int).

Prețul unitar pw int luat în calcul la determinarea costului gazelor naturale din producția internă este considerat la robinetul de ieșire din stația/panoul de măsurare al producătorului.

Costul transportului în perimetrul de exploatare și/sau între acestea, precum și orice alte taxe, alte obligații legale și/sau alte costuri de orice natură implicate de acest transport, inclusiv uscarea, tratarea și/sau comprimarea gazelor naturale, precum și/sau orice alte operațiuni efectuate de producător pentru sau în legătură cu producția și livrarea acestora până la robinetul de ieșire din stația/panoul de măsurare al producătorului, sunt considerate incluse în preț.

Costul transportului de la stația/panoul de măsurare al producătorului până la robinetul de ieșire din stația de reglare-măsurare-predare la consumator/operatorul de distribuție, precum și orice alte taxe, alte obligații legale și/sau alte costuri de orice natură implicate de acest transport nu sunt considerate incluse în prețul unitar p(w)(int) și sunt recunoscute în măsura în care există obligația legală de plată a acestora și/sau sunt realizate în mod prudent și rezonabil.

● impozitul pentru gazele naturale din producția internă:

t

Q^fr(int) * IMP = IMP * Σ

q(w)^fr(int)

w=1

unde:

IMP - impozitul pentru gazele naturale din producția internă, stabilit conform reglementărilor legale în vigoare;

q(w)^fr(int) - cantitatea de gaze naturale din producția internă provenind din contractul (w), destinată furnizării reglementate, fie că aceste cantități sunt livrate direct utilizatorilor, pe măsură ce producătorii le injectează în sistemul național de transport, fie că sunt extrase dintr-un depozit de înmagazinare subterană în care au fost stocate anterior livrării.

● costul transportului gazelor naturale, destinate a fi furnizate în regim reglementat:

r

t

Q^fr(t) * T(t) = Σ [q(v)^fr(imp) * T(t)^(v)] + Σ [q(w)^fr(int) * T(t)^(w)]

v=l

w=l

unde:

T(t)^(v), T(t)^(w) - tarifele reglementate pentru serviciile de transport, corespunzător cantităților de gaze naturale din import q(v)^fr(imp), respectiv din producția internă q(w)^fr(int) estimate a fi transportate;

q(v)^fr(imp) - cantitatea de gaze naturale din import provenind din contractul de import (v), destinată furnizării reglementate, fie că aceste cantități sunt livrate direct utilizatorilor, pe măsură ce sunt importate, fie că sunt extrase dintr-un depozit de înmagazinare subterană în care au fost stocate anterior livrării;

Q(w)^fr(int) - cantitatea de gaze naturale din producția internă provenind din contractul (w), destinată furnizării reglementate, fie că aceste cantități sunt livrate direct utilizatorilor, pe măsură ce producătorii le injectează în sistemul național de transport, fie că sunt extrase dintr-un depozit de înmagazinare subterană în care au fost stocate anterior livrării.

● costul serviciilor de înmagazinare a gazelor naturale, destinate a fi furnizate în regim reglementat

*Font 7*

r

t

Q^fr(ds) * [T(t) + T(ds)] = Σ % q(v)^fr(imp) * [T(t)^(v) + T(ds)^(v)] + Σ % q(w)^fr(int) * [T(t)^(w) + T(ds)^(w)]

v=l

w=l

unde:

T(t)^(v), T(ds)^(v), T(t)^(w), T(ds)^(w) - tarifele reglementate pentru serviciile de transport și pentru serviciile de înmagazinare subterană, corespunzătoare transportului și înmagazinării unei părți din cantitățile de gaze naturale din import q(v)^fr(imp), respectiv din producția internă q(w)^fr(int), estimate a fi transportate din import și de la producător până la depozitele subterane și înmagazinate;

% q(v)^fr(imp) - cotă parte din cantitatea de gaze naturale din import provenind din contractul de import (v), destinată furnizării reglementate, estimată a fi stocată în depozitele de înmagazinare subterană;

% q(w)^fr(int) - cotă parte din cantitatea de gaze naturale din producția internă provenind din contractul (w), destinată furnizării reglementate, estimată a fi stocată în depozitele de înmagazinare subterană.

Suma fixă unitară - CUG^fr, stabilită la începutul fiecărui an al perioadei de reglementare pentru acoperirea costurilor legate de achiziția gazelor naturale, va fi recalculată de ANRGN pe parcursul anului, în situația în care modificări ale prețurilor gazelor naturale din producția internă sau din import, respectiv ale tarifelor reglementate, induc o variație mai mare de +/- 5% a sumei fixe unitare - CUG^fr.

Referitor la art. 42

Cantitățile de gaze naturale Q^fr(imp) - cantitatea anuală de gaze naturale din import și, respectiv, Q^fr(int) - cantitatea anuală de gaze naturale din producția internă, sunt cantitățile ce urmează a fi furnizate consumatorilor finali, măsurate la consumator, respectiv fără consumurile tehnologice ale furnizorului. Suma cantităților din import și din intern [Q^fr(imp) + Q^fr(int)] va fi egală cu Q^(x)1^fr - cantitatea de gaze naturale estimată a fi furnizată în regim reglementat, măsurată la consumator, respectiv fără a fi incluse consumurile tehnologice ale operatorului (vezi art. 34 și art. 47).

Q(1)^fr = Q^fr(imp) + Q^fr(int)

Referitor la art. 44, art. 45, art. 46 și art. 47

Venitul reglementat este ajustat anual, pentru fiecare an al oricărei perioade de reglementare, cu excepția primului an (i = 1), cu o formulă generală de tipul:

VR(i)^t,ds,d,fr = VR(i-1)^t,ds,d,fr * (1+ RI - X*t,ds,d,fr)

unde:

VR(i)^t,ds,d,fr - venitul reglementat în anul "i" al oricărei perioade de reglementare;

VR(i-1)*t,ds,d,fr - venitul reglementat în anul "i-1" al oricărei perioade de reglementare;

RI - rata inflației estimată pentru anul "i", utilizată la fundamentarea bugetului de stat;

X^t,ds,d,fr - rata de creștere a eficienței economice a activității, stabilită la începutul perioadei de reglementare distinct pentru fiecare activitate și pentru fiecare operator. În prima perioadă de reglementare, valoarea X^t,ds,d,fr = 0 pentru toți operatorii.

● în cazul activității de transport, respectiv de înmagazinare subterană, ajustarea se realizează la nivelul venitului reglementat total aferent activității de transport, respectiv de înmagazinare subterană, cu următoarea formulă:

VRT(i)^t,ds = VRT(i-1)^t,ds * (1+ RI - X^t,ds)

unde:

VRT(i)^t,ds - venitul reglementat total în anul "i" al oricărei perioade de reglementare, pentru activitatea de transport, respectiv de înmagazinare subterană;

VRT(i-1)^t,ds - venitul reglementat total în anul "i-1" al oricărei perioade de reglementare, pentru activitatea de transport, respectiv de înmagazinare subterană;

RI - rata inflației estimată pentru anul "i", utilizată la fundamentarea bugetului de stat;

X^t,ds - rata de creștere a eficienței economice a activității de transport, respectiv de înmagazinare subterană, stabilită la începutul perioadei de reglementare distinct pentru fiecare activitate și pentru fiecare operator. În prima perioadă de reglementare, valoarea X^t,ds - 0 pentru toți operatorii.

● în cazul activității de distribuție, respectiv de furnizare reglementată, ajustarea se realizează la nivelul venitului reglementat unitar aferent activității de distribuție, respectiv de furnizare reglementată, cu următoarea formulă:

VRU(i)^d,fr = VRU(i-1)^d,fr * (1+ RI - X^d,fr) * (EGC^d,fr)

unde:

VRU(i)^d,fr - venitul reglementat unitar în anul "i" al perioadei de reglementare, pentru activitatea de distribuție, respectiv de furnizare reglementată;

VRU(i-1)^d,fr - venitul reglementat unitar în anul "i-1" al perioadei de reglementare, pentru activitatea de distribuție, respectiv de furnizare reglementată;

RI - rata inflației estimată pentru anul "i", utilizată la fundamentarea bugetului de stat;

X^d,fr - rata de creștere a eficienței economice a activității de distribuție, respectiv de furnizare reglementată, stabilită la începutul perioadei de reglementare distinct pentru fiecare activitate și pentru fiecare operator. În prima perioadă de reglementare, valoarea X^d,fr = 0 pentru toți operatorii.

EGC^d,fr - formulă de ajustare a venitului reglementat unitar în anul "i", prin care se cuantifică influența unor elemente generatoare de costuri pentru activitatea de distribuție. Formula se determină individualizat pentru fiecare operator, pe bază statistică, la începutul perioadei de reglementare, conform art. 133 și art. 134 din Metodologie

Venitul anual aferent fiecărui an al perioadei de reglementare, cu excepția primului an "i = 1" se determină cu următoarele formule:

● în cazul activității de transport, respectiv de înmagazinare subterană:

VT(i)^t,ds = [VRT(i)^t,ds + CS(i)^t,ds] + CE(i-1^t,ds + Delta DP(i)^t,ds + Delta CS(i-1)^t,ds + Delta VRT(i-1)^t,ds + Delta INV(i-1)^t,ds

unde:

VT(i)^t,ds - venitul total în anul "i" al oricărei perioade de reglementare, pentru activitatea de transport, respectiv de înmagazinare subterană;

VRT(i)^t,ds - venitul reglementat total în anul "i" al oricărei perioade de reglementare, pentru activitatea de transport, respectiv de înmagazinare subterană

CS(i)^t,ds - costurile preluate direct în anul "i" se adaugă venitului reglementat total, conform art. 34, alin. 1 și 2 din Metodologie;

CE(i-1)^t,ds - costuri neprevăzute, în anul "i-1", datorate apariției unor factori imprevizibili, externi și în afara controlului operatorului, explicitate în art. 131;

Delta DP(i)^t,ds - diferența dintre valoarea maximă recunoscută de ANRGN în costurile operatorului, pentru plata unor despăgubiri, penalități sau altele asemenea rezultând din standardul de performanță al activității și cea recunoscută pentru anul "i-1". Costurile de această natură se includ în formula de calcul a venitului de bază și în formulele de ajustare anuale, după elaborarea standardelor de performanță specifice. La determinarea valorii Delta DP(i)^t,ds, vor fi considerate costurile de această natură incluse în venitul de bază, ajustate anual prin formula (1+RI-x) și costurile estimate pentru anul "i", având în vedere stimularea operatorilor în reducerea anuală a acestei categorii de costuri. Valoarea procentului de reducere anuală a sumelor recunoscute de către ANRGN cu titlul de despăgubiri, penalități sau altele asemenea, rezultând din standardul de performanță al activității, se stabilește la începutul perioadelor de reglementare.

Delta CS(i-1)^t,ds - diferența dintre costurile preluate direct, incluse în venitul total în anul "i-1" și cele efectiv realizate în același an, conform celor explicitate în art. 132;

Delta VRT(i-1)^t,ds - componentă de corecție a venitului reglementat total, calculată ca diferență dintre venitul reglementat total în anul "i-1" și cel efectiv realizat în același an, ajustată cu rata reglementată a rentabilității capitalului, pe baza formulei:

Delta VRT^t(i-1) = (1+RoR) x [VRT^t(i-1) - V(realizat)]

Delta INV(i-1)^t,ds - componentă de corecție pentru capitalul investit în anul "i-1", calculată conform Metodologiei și metodologiilor de evaluare aprobate de ANRGN, publicate la începutul fiecărei perioade de reglementare.

● în cazul activității de distribuție, respectiv de furnizare reglementată

VU(i)^d,fr = [VRU(i)^d,fr + CSU(i)^d,fr +CUG(i)^fr] + CEU(i)^d,fr + Delta DPU(i)d,fr + Delta CSU(i-1)^d,fr +[Delta INVU(i-1)^d] + [Delta CUG(i-1)^fr]

unde:

VU(i)^d,fr - venitul unitar în anul "i" al perioadei de reglementare, pentru activitatea de distribuție, respectiv de furnizare reglementată;

VRU(i)^d,fr - venitul reglementat unitar în anul "i" al perioadei de reglementare, pentru activitatea de distribuție, respectiv de furnizare reglementată;

CSU(i)^d,fr - costurile unitare preluate direct în anul "i" se adaugă venitului reglementat unitar, conform art. 34, alin. 1 și 2 din Metodologie;

CUG(i)^fr - suma fixă unitară pentru acoperirea costurilor legate de achiziția gazelor naturale, inclusiv serviciile aferente și impozitul pentru gazele naturale din producția internă, destinate revânzării în cadrul activității de furnizare reglementată, în anul "i". Acest element este utilizat numai în formula venitului anual aferent activității de furnizare reglementată. Pentru activitatea de distribuție, acest termen nu se aplică.

CEU(i)^d,fr - costuri unitare neprevăzute, realizate în anul "i-1", datorate apariției unor factori imprevizibili, externi și în afara controlului operatorului, explicitate în art. 131. Costurile unitare neprevăzute se calculează cu formula:

CEU(i)^d,fr = CE(i-1)^d,fr/Q(i)^d,fr x (1+ RoR^d,fr)

unde:

CE(i-1)^d,fr - costuri totale neprevăzute, realizate în anul "i-1" din activitatea de distribuție, respectiv de furnizare reglementată;

Q(i)^d,fr - cantitatea de gaze naturale ce urmează a fi distribuită, respectiv furnizată în mod reglementat în anul "i";

RoR^d,fr - rata reglementată a rentabilității capitalului în perioada de reglementare, pentru activitatea de distribuție, respectiv de furnizare reglementată.

Delta DPU(i)^d,fr - diferența unitară dintre valoarea maximă recunoscută de ANRGN în costurile unitare ale operatorului pentru plata unor despăgubiri, penalități sau altele asemenea rezultând din standardul de performanță în anul "i" și cea recunoscută pentru anul "i-1". Costurile de această natură se includ în formula de calcul a venitului de bază și în formulele de ajustare anuale, după elaborarea standardelor de performanță specifice. La determinarea valorii unitare Delta DPU(i)^d,fr, vor fi considerate costurile de această natură incluse în venitul de bază, ajustate anual prin formula (1+RI-x) și costurile estimate pentru anul "i", având în vedere stimularea operatorilor în reducerea anuală a acestei categorii de costuri. Valoarea procentului de reducere anuală a sumelor recunoscute de către ANRGN cu titlul de despăgubiri, penalități sau altele asemenea, rezultând din standardul de performanță al activității, se stabilește la începutul perioadelor de reglementare.

Delta CSU(i-1)^d,fr - diferența dintre costurile unitare preluate direct, incluse în venitul total în anul "i-1" și cele efectiv realizate în același an, conform celor explicitate în art. 132. Costurile unitare preluate direct se determină cu formula:

*Font 8*

[CSU(i-1)^d,fr - CSU(i-1,actual)^d,fr] . Q(i-1,actual)^d,fr

Delta CSU(i-1)^d,fr = (1 + Ror^d,fr) . ------------------------------------------------------------

Q(i)^d,fr

unde:

CSU(i-1)^d,fr - costurile unitare preluate direct estimate pentru anul "i-1" din activitatea de distribuție, respectiv furnizare reglementată;

CSU(i-1,actual)^d,fr - costurile unitare preluate direct efectiv realizate în anul "i-1" din activitatea de distribuție, respectiv furnizare reglementată;

Q(i-1,actual)^d,fr - cantitatea de gaze naturale efectiv distribuită, respectiv furnizată în anul "i-1";

Q(i)^d,fr - cantitatea de gaze naturale estimată a fi distribuită, respectiv furnizată în anul "i";

RoR^d,fr - rata reglementată a rentabilității capitalului în perioada de reglementare.

Delta INVU(i-1)^d - componentă unitară de corecție pentru capitalul investit în anul "i-1", pentru înlocuirea imobilizărilor corporale amortizate integral conform regulilor privind amortizarea reglementată, aflate în funcțiune la 31 decembrie 2004. Acest element de corecție este utilizat numai în formula de ajustare a venitului anual aferent activității de distribuție.Pentru primul an "i-1" al fiecărei perioade de reglementare, termenul Delta INVU(i-1)^d = 0. Pentru activitatea de furnizare reglementată, acest termen de corecție nu se determină. Formula de calcul a termenului este următoarea:

1

i-1

i-1

( - + RoR^d ) .

Σ

INV(j) .

\'f0 [1+RI(k+1)]

n

j=1

k=j

Delta INVU(i-1)^d = --------------------------------------------

Q(i)^d

unde:

INV(j)^d - valoarea totală a investițiilor în sistemul de distribuție puse în funcțiune în anul "j", pentru înlocuirea imobilizărilor corporale amortizate integral (conform regulilor privind amortizarea reglementată), aflate în funcțiune la 31 decembrie 2004. Valoarea anuală a imobilizărilor corporale puse în funcțiune se determină conform metodologiilor de evaluare aprobate de ANRGN, publicate la începutul fiecărei perioade de reglementare. De asemenea, în acest termen se includ investițiile realizate în anul "i-1" în imobilizări corporale și necorporale supuse amortizării ce nu țin de extinderea sistemului de distribuție;

RoR^d - valoarea ratei reglementate a rentabilității capitalului pentru activitatea de distribuție în perioada de reglementare;

n - durata reglementată de amortizare a imobilizărilor corporale INV^d(j);

RI(k+1) - rata inflației în anul următor celui în care investițiile INV^d(j) sunt puse în funcțiune;

Q(i)^d - cantitatea de gaze naturale estimată a fi distribuită în anul "i" al perioadei de reglementare.

Delta CUG(i-1)^fr - componentă unitară de corecție pentru diferența dintre suma fixă unitară recunoscută de ANRGN pentru acoperirea costurilor legate de achiziția gazelor naturale, inclusiv serviciile aferente și impozitul pentru gazele naturale din producția internă, destinate revânzării în cadrul activității de furnizare reglementată, în anul "i-1" și costurile efectiv realizate în același an. Acest element este utilizat numai în formula venitului anual aferent activității de furnizare reglementată. Pentru activitatea de distribuție, acest termen nu se aplică. Determinarea acestei valori se face cu următoarea formulă:

*Font 9*

[CUG(i-1,realizat)^fr - CUG(i-1)^fr]

Delta CUG(i-1)^fr = (l+RoR^fr) . [1+RI(i)] . ------------------------------------

Q(i)^fr

unde:

CUG(i-1)^fr,(realizat) - costurile totale efectiv realizate, legate de achiziția gazelor naturale, inclusiv serviciile aferente și impozitul pentru gazele naturale din producția internă, destinate revânzării în cadrul activității de furnizare reglementată, în anul "i-1". Evaluarea acestor costuri se face de către ANRGN, pe baza contractelor efective derulate de operator și a balanței de gaze realizată din activitatea de furnizare reglementată. ANRGN are dreptul să ceară toate contractele derulate de operator, indiferent de destinația gazelor achiziționate și are dreptul să respingă orice cost (art. 101 și 102 din Metodologie) care nu a fost realizat într-o manieră prudentă, ținând cont de situația pieței la momentul încheierii contractelor.

CUG(i-1)^fr - costurile totale legate de achiziția gazelor naturale, inclusiv serviciile aferente și impozitul pentru gazele naturale din producția internă, destinate revânzării în cadrul activității de furnizare reglementată, pe baza cărora a fost determinată suma fixă unitară inclusă în venitul total unitar al anului "i-1".

RoR^fr - valoarea ratei reglementate a rentabilității capitalului pentru activitatea de furnizare reglementată în perioada de reglementare

Q(i)^fr - cantitatea de gaze naturale estimată a fi furnizată în regim reglementat, în anul "i" al perioadei de reglementare.

Fundamentarea cantităților estimate a fi distribuite, respectiv furnizate în regim reglementat - Q(i)^d,fr se realizează de către operatorul care realizează distribuția, respectiv furnizarea reglementată. ANRGN are dreptul să ceară sau să propună revizuirea prognozelor înaintate, urmând ca în calculul venitului unitar în anul "i" - VU(i)^d,fr cantitatea de gaze naturale Q(i)^d,fr să se stabilească de comun acord cu operatorul.

Ținând cont de impactul pe care deschiderea pieței interne, schimbarea metodologiilor de tarifare și procesul de privatizare al principalelor companii de distribuție îl produc, pentru activitatea de furnizare reglementată, venitul reglementat unitar - VRU^(1)(i)^d,fr stabilit pentru prima perioadă de reglementare va fi recalculat în situația în care diferența între cantitatea estimată Q^(l)(i)^d,fr și cea efectiv furnizată în regim reglementat este substanțial diferită. Valoarea limitei de la care este permisă recalcularea venitului reglementat unitar - VRU^(1)(i)^d,fr va fi convenită cu fiecare operator în parte. Diferențele de venit reglementat unitar - Delta VRU^(1)(i)^d,fr în plus vor fi recuperate de la operator, respectiv cele în minus vor fi recunoscute operatorului, odată cu ajustarea venitului reglementat unitar din anul următor al primei perioade de reglementare. Diferențele de venit reglementat unitar - Delta VRU^(1)(i)^d,fr vor fi calculate pentru întreaga diferență dintre cantitățile prognozate și cele efectiv realizate. Pentru perioadele de reglementare ulterioare (x >= 2), ANRGN nu va accepta recalculări ale venitului reglementat unitar - VRU^(x)(i)^d,fr.

La ajustarea venitului reglementat în perioada de reglementare, valoarea capitalului de lucru recunoscută în cheltuielile de capital ale operatorului la începutul perioadei de reglementare, va fi ajustată cu valoarea provizioanelor constituite pentru riscul de neîncasare a creanțelor comerciale, în limita creanțelor comerciale ce au depășit termenul de prescriere și care, cu toate eforturile managementului operatorilor, nu au putut fi recuperate din motive obiective, datorită prescrierii lor sau falimentului clientului în baza unei decizii judecătorești rămasă definitivă și irevocabilă.

Capitolul VI Evidențele contabile reglementate

Subsecțiunea 2.2. Alocarea costurilor în costuri operaționale (OPEX) și costuri de capital (CAPEX)

Referitor la art. 72

Cheltuielile de operare estimate pentru anul de bază vor fi evaluate ținând cont de:

- cheltuielile de operare înregistrate în anii anteriori;

- evoluția elementelor de cost (materiale, salarii, energie, servicii, etc) sectorial și pe ansamblul economiei;

- creșterea productivității muncii și a eficienței operatorului;

- dezvoltarea activității reglementate;

Referitor la art. 72, lit. c)

Consumul tehnologic include toate consumurile operatorului, de orice natură, inclusiv pierderile, diferențele de măsurare și consumurile pentru uzul propriu, în limitele aprobate de ANRGN.

Referitor la art. 72, lit. d)

În cheltuielile cu personalul vor fi incluse și costurile pentru plăți compensatorii datorate salariaților, ca urmare a restructurării activității operatorilor și concedierilor colective, numai în situația în care obiectivele de creștere a eficienței economice a activității, stabilite de către ANRGN la începutul perioadei de reglementare prin termenul X al formulelor de ajustare anuală, impun astfel de măsuri. În situația în care, prin aplicarea unor măsuri de restructurare a activității operatorilor și concedierilor colective, operatorii obțin rate de creștere a eficienței activității economice superioare obiectivelor impuse de ANRGN prin termenul X al formulelor de ajustare anuală, astfel de costuri vor fi recunoscute numai în limita necesară atingerii obiectivelor de eficiență economică impuse de ANRGN.

Referitor la art. 74, alin. 2, pct a)

Dobânzile, comisioanele bancare și diferențele de curs valutar, aferente creditelor pentru finanțarea imobilizărilor corporale și necorporale puse în funcțiune, sunt recunoscute în CAPEX dacă creditele pentru care acestea sunt plătite finanțează construcția unor active până la punerea acestora în funcțiune. Aceste sume pot fi incluse în valoarea contabilă a activului sau pot fi evidențiate separat și capitalizate, pentru a fi incluse în valoarea bazei de active reglementate RAB, la începutul perioadelor de reglementare.

Referitor la art. 74, alin. 2, pct. b)

Capitalul de lucru se determină pentru fiecare operator și se adaugă la valoarea RABo implicit, calculat pentru prima perioadă de reglementare. Din cea de a doua și următoarele perioade de reglementare, valoarea RAB va include și capitalul de lucru. Capitalul de lucru recunoscut de ANRGN se referă la capitalul de lucru net, necesar operatorului pentru desfășurarea activității curente din perioada de reglementare, pentru o durată medie de 30 de zile calendaristice. Capitalul de lucru net admis se determină ca fiind a 12 parte din valoarea veniturilor totale ale operatorului, estimate a fi realizate din activitatea reglementată în primul an al perioadei de reglementare, exclusiv TVA. În cazul activității de furnizare reglementată, veniturile totale ale operatorului se calculează pe baza cantităților și a prețurilor reglementate (exclusiv TVA) estimate pentru furnizarea gazelor naturale către piața captivă în primul an al perioadei de reglementare. În situația în care operatorul care realizează furnizarea reglementată este integrat cu operatorul sistemului de distribuție, pentru calculul capitalului de lucru net admis aferent activității de furnizare reglementată, tariful de distribuție inclus în prețul final reglementat nu va fi luat în calcul, astfel încât veniturile totale aferente activității de furnizare reglementată să nu includă și veniturile corespunzătoare realizate din activitatea de distribuție, desfășurată concomitent cu activitatea de furnizare reglementată. Stabilirea valorii capitalului de lucru se face la începutul fiecărei perioade de reglementare, corecția între capitalul de lucru net estimat pentru perioada de reglementare și capitalul de lucru din perioada de reglementare anterioară inclus în RAB realizându-se prin termenul Delta CLP^n din formula de determinare a RAB explicitată în art. 116 din Metodologie.

În valoarea RAB vor fi incluse și provizioanele constituite pentru riscul de neîncasare a creanțelor comerciale rezultate din desfășurarea activității reglementate, care au depășit termenul legal de prescriere, precum și provizioanele constituite pentru refacerea mediului, în limita recunoscută la calculul impozitului pe profit, conform prevederilor legale.

Prin creanțe comerciale ce au depășit termenul de prescriere se înțeleg acele debite care, cu toate eforturile managementului operatorilor, nu au putut fi recuperate din motive obiective, datorită prescrierii lor sau falimentului clientului în baza unei decizii judecătorești rămasă definitivă și irevocabilă. De asemenea, acestea includ și toate costurile efectuate de operator pentru recuperarea acestora (ex. taxe de timbru, cheltuieli de judecată, altele asemenea.) Aceste cheltuieli se capitalizează și se includ în provizioanele constituite pentru riscul de neîncasare a creanțelor comerciale rezultate din desfășurarea activității reglementate. Pentru calculul amortizării reglementate, aceste provizioane se includ în Grupa 5 "Alte imobilizări corporale și necorporale" din anexa privind "Duratele reglementate pentru amortizarea imobilizărilor corporale și necorporale".

Secțiunea 5. Reguli privind calculul bazei de active reglementate (RAB)

Referitor la art. 107

Metoda de calcul a RAB implicit va fi utilizată pentru determinarea valorii bazei de active reglementate pentru:

- SNTGN Transgaz SA Mediaș, pentru determinarea valorii bazei de active reglementate aferente activității de transport;

- SNGN Romgaz SA Mediaș pentru determinarea valorii bazei de active reglementate aferente activității de înmagazinate subterană

- SC Distrigaz Nord SA Târgu Mureș și SC Distrigaz Sud SA București, pentru determinarea valorii bazei de active reglementate aferente activităților de distribuție și de furnizare reglementată

Metoda RAB implicit va fi utilizată pentru acești operatori numai pentru a determina valoarea bazei de active reglementate la începutul primei perioade de reglementare. Începând cu cea de a doua perioadă de reglementare, această metodă nu va mai fi utilizată, determinarea valorii bazei de active reglementate urmând regulile din Metodologie pentru toate perioadele de reglementare ulterioare.

Metoda de calcul a RAB prin reconstituirea valorii nete a bazei activelor reglementate se va aplica tuturor celorlalți operatori licențiați din sectorul gazelor naturale care desfășoară activități reglemente. Valoarea RAB care va fi luată în considerare la fundamentarea tarifelor și/sau prețurilor reglementate va reflecta valoarea netă a bazei de active reglementate rezultată în urma reconstituirii acesteia, corectată cu gradul de utilizare a respectivelor active la momentul reconstituirii în raport cu parametrii prevăzuți în proiectele de execuție înaintate ANRGN pentru autorizarea respectivelor sisteme. Diferența dintre valoarea RAB reconstituită și valoarea RAB inclusă în calculul tarifelor și/sau prețurilor reglementate la începutul perioadei de reglementare va fi luată în considerare pe măsura atingerii parametrilor proiectați ai sistemelor, în valoare actualizată, astfel încât să se asigure recuperarea integrală a capitalului investit.

Referitor la art. 110

Pentru activitatea de furnizare reglementată, valoarea inițială RABo, utilizată la calculul venitului de bază în primul an al primei perioade de reglementare, reflectă valoarea activelor aferente furnizării gazelor naturale pe piața consumatorilor ce vor rămâne în continuare captivi de drept. Valoarea RABo nu include activele aferente furnizării gazelor naturale pe piața consumatorilor eligibili.

Subsecțiunea 5.2. Metoda RAB implicit

Referitor la art. 116

Începând cu a doua perioadă de reglementare și pentru toate cele ce urmează acesteia, calculul valorii RAB la începutul perioadei de reglementare se realizează pe baza formulei din Metodologie.

Valoarea (1+RI^C) din formula din Metodologie și care reprezintă rata cumulată a inflației în perioada de reglementare se calculează astfel:

5

(1+RI^c)=

\'f0 (1+RI(i,actual)^n-1

i=2

unde:

n = perioada de reglementare curentă

RI(i,actual)^n-1 = rata inflației în anul i al perioadei de reglementare n-1

În termenul ΣD^n-1 din formula din Metodologie, reprezentând valoarea cumulată a amortizării reglementate în perioada de reglementare "n-1", se include:

- amortizarea calculată pe baza valorii RAB la începutul perioadei de reglementare;

- amortizarea aferentă imobilizărilor corporale puse în funcțiune pe parcursul perioadei de reglementare "n-1", pentru înlocuirea imobilizărilor corporale amortizate integral, conform regulilor privind amortizarea reglementată, aflate în funcțiune la 31 decembrie 2004. Valoarea acestei amortizări este inclusă în formulele de corecție anuală a venitului reglementat (art. 44, art. 45 și art. 46 din Metodologie) prin termenul INV^d.

- amortizarea colectată suplimentar de operator, ca urmare a introducerii în formulele de ajustare anuală a venitului reglementat unitar a influenței elementelor generatoare de costuri.

Termenul CLP^n din formulă reprezintă corecția pentru capitalul de lucru net și pentru provizioanele pentru creanțele comerciale ieșite din termenul de prescriere și pentru provizioanele pentru refacerea mediului.

Pentru activitatea de furnizare reglementată, inclusiv în cazul furnizării de ultimă instanță, valoarea RAB aferentă acestei activități va fi ajustată la începutul fiecărei perioade de reglementare, ținând cont și de migrarea efectivă a consumatorilor dinspre piața reglementată spre piața liberă concurențială.

Referitor la art. 118, alin. (1), lit. b)

Construirea registrului inițial al activelor reglementate pornește de la evidențele contabile ale operatorilor, așa cum sunt aceste active înregistrate la data de 31 decembrie 2004. Translatarea activelor din registrele contabile în registrele de evidență a bazei de active reglementate se va realiza după următoarele criterii:

a) imobilizări corporale ce vor fi înregistrate în evidența activelor reglementate cu valoare "zero":

1. conductele de distribuție puse în funcțiune până la 1 ianuarie 1995, indiferent de valoarea contabilă rămasă;

2. conductele de distribuție aparținând terților, indiferent de vechimea acestora, aflate în exploatarea și întreținerea operatorilor la data de 31 decembrie 2004;

b) imobilizări corporale ce vor fi înregistrate în evidența activelor reglementate cu valoarea determinată prin multiplicarea valorii contabile rămase la 31 decembrie 2004 cu coeficientul calculat ca raport între 1/3 din valoarea RABo și valoarea contabilă rămasă la data de 31 decembrie 2004:

1. conductele de distribuție puse în funcțiune între 1 ianuarie 1995 și 1 ianuarie 2000;

2. imobilizările corporale și necorporale, altele decât conductele de distribuție, a căror durată normată de amortizare, conform reglementărilor contabile în vigoare, este mai mică de cinci ani inclusiv;

c) imobilizări corporale ce vor fi înregistrate în evidența activelor reglementate cu valoare determinată prin multiplicarea valorii contabile rămase la 31 decembrie 2004 cu coeficientul calculat ca raport între 2/3 din valoarea RABo și valoarea contabilă rămasă la data de 31 decembrie 2004:

1. conductele de distribuție puse în funcțiune după 1 ianuarie 2000;

2. imobilizări corporale și necorporale supuse amortizării, conform reglementărilor contabile în vigoare, altele decât cele menționate la punctul b) alineatul 2.

Capitolul VII Rata reglementată a rentabilității capitalului

Referitor la art. 120

Calculul WACC se face în termeni nominali, după impozitul pe profit. Transformarea WACC nominal, post-tax în RoR real, pretax se face cu următoarea formulă:

*Font 9*

1+WACC

1+pi

nr

1

WACC-pi

1

------ - 1

1 - (------)^nr - -- . ---- . (--------) . (1 - -----------)

1+pi

T

1+WACC

nc

WACC

1+pi

(1+WACC)^nc

RoR = ---------- + ----- [--------------------------------------------------------------]

(1-T)

1-T

1+pi

1+pi

nr - ------ . [1 - (-------)^nr]

WACC-pi

1+WACC

unde:

RoR - rata reglementată a rentabilității capitalului, din formula de calcul a venitului de bază VBo;

WACC - costul mediu ponderat al capitalului, determinat în termeni nominali, după impozitare, calculat pe baza formulei de la art. 121 din Metodologie;

pi - rata medie a inflației în perioada de reglementare;

T - rata impozitului pe profit în perioada de reglementare;

nr - durata reglementată de amortizare a imobilizărilor corporale și necorporale;

nc - durata contabilă de amortizare a imobilizărilor corporale și necorporale, potrivit legii contabilității.

Formula de transformare prezentată asigură echivalarea fluxului de numerar generat de activitatea reglementată pe perioada de amortizare a imobilizărilor corporale și necorporale, conform regulilor privind amortizarea reglementată, calculat în termeni nominali, după aplicarea impozitului pe profit, cu un flux de numerar echivalent, calculat în termeni reali, înainte de aplicarea impozitului pe profit . În formulă s-au cuantificat efectele generate de cele două perioade diferite de amortizare a imobilizărilor corporale și necorporale, respectiv duratele reglementate de amortizare și duratele fiscale de amortizare, astfel încât diferențele dintre cele două durate de amortizare să nu inducă diferențe în plus sau în minus în fluxul de numerar al operatorilor.

Capitolul VIII Factorii de ajustare a veniturilor reglementate

Referitor la art. 127

Valoarea ratei de creștere a eficienței economice se stabilește de către ANRGN, separat pentru fiecare operator ce desfășoară activități reglementate; aceasta va cuantifica potențialele economii de costuri ce pot fi realizate în mod concret de către fiecare operator, evaluate pe baza principiilor prevăzute la art. 128 (2) din Metodologie.

Valoarea ratei de creștere a eficienței economice - X din formulele de ajustare anuală a veniturilor reglementate se determină astfel încât să reflecte câștigurile de eficiență așteptate atât pentru cheltuielile de operare, cât și pentru cheltuielile de capital. În determinare factorului X se consideră valori ale inflației similare celor utilizate la calculul ratei reglementate a rentabilității capitalului, astfel încât suma totală a costurilor și suma totală a veniturilor din perioada de reglementare să fie egale în valori prezente, în termeni nominali înainte de impozitare.

În cazul în care inflația efectivă este diferită de valorile estimate ale inflației considerate la determinarea valorii ratei de creștere a eficienței economice X, diferențele se includ în termenul de ajustare pentru costurile neprevăzute - CE^t,ds(i), respectiv CEU^d,fr(i).

Referitor la art. 131, alin. (2)

Costurile unitare neprevăzute CEU^d,fr(i) care corectează venitul unitar în anul "i" al perioadei de reglementare se determină pe baza următoarei formule:

CEU(i)^d,fr = (1+RoR) * CE(i-1,actual)^d,fr / Q(i)^d,fr

unde:

CEU(i)^d,fr - valoarea unitară a elementului de corecție a venitului unitar în anul "i" pentru activitatea de distribuție, respectiv pentru activitatea de furnizare reglementată;

RoR - rata reglementată a rentabilității capitalului pentru perioada de reglementare pentru activitatea de distribuție, respectiv pentru activitatea de furnizare reglementată;

CE(i-1,actual)^d,fr - valoarea totală a costurilor neprevăzute realizate de operator în anul "i-1" din activitatea de distribuție, respectiv din activitatea de furnizare reglementată;

Q(i)^d,fr - cantitatea de gaze naturale estimată a fi distribuită, respectiv furnizată în regim reglementat, în anul "i" al perioadei de reglementare.

Referitor la art. 134

Formula elementelor generatoare de costuri (EGC) se stabilește de către ANRGN înainte de începutul fiecărei perioade de reglementare. Setul de indicatori ce vor fi utilizați în formula EGC se determină diferențiat, pentru activitatea de distribuție și pentru activitatea de furnizare reglementată. Valoarea coeficienților din formula EGC se stabilește pe baze individuale și este specifică fiecărui operator.

Începând cu cea de a doua și următoarele perioade de reglementare, formulele de ajustarea a veniturilor reglementate pe baza elementelor generatoare de costuri vor fi determinate în consultare cu fiecare operator, pe baza datelor statistice furnizate ANRGN de către acesta.

Referitor la art. 135, art. 136, art. 137 și art. 140

Componentele fixe pentru rezervarea capacității în sistemul de transport sau de distribuție - RC(ti), RC(te), RC(t), RC(d), din structura tarifelor de transport, respectiv de distribuție, exprimate în lei/1000 mc/h, respectiv în lei/mc/h, reprezintă suma pe care un utilizator al sistemului trebuie să o plătească operatorului de sistem pentru a avea rezervată o capacitate de 1000 mc (în cazul sistemelor de transport), respectiv de un mc (în cazul sistemelor de distribuție) în orice oră dintr-un interval continuu de 365 de zile calendaristice.

Referitor la art. 143

Fundamentările de stabilire a venitului de bază, precum și propunerile de prețuri și/sau tarife reglementate se înaintează ANRGN de către operatorii licențiați.

● Datele și informațiile pentru susținerea elementelor de fundamentare se referă în principal la:

- capacitățile rezervate și volumele vehiculate prin sistemul de transport, respectiv prin sistemul de distribuție, capacitățile rezervate și volumele injectate, stocate și extrase în și din depozitele subterane;

- portofoliul de contracte de achiziție a gazelor naturale din producția internă și din import respectiv pentru serviciile de transport, înmagazinare subterană și/sau de distribuție;

- structura de clienți/consumatori, cu prezentarea caracteristicilor specifice fiecărei categorii (factori de sarcină, consum anual, vârfuri de consum, etc);

Aceste elemente se vor referi atât la realizările din ultimele 6 luni calendaristice anterioare depunerii fundamentărilor, cât și la estimările operatorului pentru fiecare an al perioadei de reglementare. Totodată, vor fi explicate premisele considerate la estimarea fiecăruia din elementele de fundamentare prognozate.

● Evidențele contabile reglementate ECR se referă la:

- ECR - realizări pentru ultimul an de activitate anterior perioadei de reglementare;

- ECR - estimare a elementelor cuprinse în ECR pentru anul de bază, împreună cu o prezentare a premiselor considerate la estimarea fiecăruia dintre ele;

- propunerea operatorului de alocare a costurilor, pentru calculul prețurilor și/sau tarifelor

● Propunerile privind rata de creștere a eficienței economice se referă la aprecierea de către operator a valorii factorului X din formulele de ajustare. Totodată, operatorul poate propune ANRGN o formulă de cuantificare a influențelor elementelor generatoare de costuri (formula EGC), cu explicarea mecanismului de determinare.

● Propunerile de prețuri și/sau tarife reglementate vor reflecta structura de prețuri și/sau tarife estimată de către operator, având în vedere venitul de bază și costurile preluate direct fundamentate de operator.

Referitor la art. 144

Pe baza elementelor prezentate, departamentele de specialitate vor analiza și evalua, împreună cu operatorul, propunerile înaintate, având dreptul să ceară lămuriri suplimentare.

În situația în care, pe baza informațiilor prezentate și a analizelor efectuate, departamentele de specialitate consideră necesară ajustarea elementelor de fundamentare, vor înainta operatorului propunerile de ajustare, astfel încât să se ajungă la un punct de vedere comun asupra:

- venitului de bază, costurilor preluate direct și elementelor de ajustare anuală a venitului reglementat;

- structurii de prețuri și/sau tarife și nivelului acestora.

Dacă nu se poate ajunge la un punct de vedere comun, departamentele de specialitate au dreptul să decidă asupra elementelor menționate, având obligația ca în raportul întocmit să explice motivele care stau la baza deciziilor luate.