Criteriile din 18 decembrie 2003
pentru aprobarea prețurilor și stabilirea tarifelor reglementate în sectorul gazelor naturale
prezumat în vigoare
Capitolul I Principii generale
Articolul 1
Prezentele criterii și metode au ca scop fundamentarea și stabilirea:
a) prețurilor reglementate din sectorul gazelor naturale, la care se realizează furnizarea reglementată a gazelor naturale, denumite în continuare prețuri finale reglementate;
b) tarifelor reglementate pentru serviciile de transport al gazelor naturale printr-un sistem de transport, denumite în continuare tarife de transport;
c) tarifelor reglementate pentru serviciile de înmagazinare a gazelor naturale în depozite subterane, denumite în continuare tarife de înmagazinare;
d) tarifelor reglementate pentru serviciile de distribuție a gazelor naturale prin sistemele de distribuție, denumite în continuare tarife de distribuție.
Articolul 2
Prețurile finale reglementate - prețurile la care este realizată furnizarea reglementată către consumatorul final a cantității echivalente cu 1.000 mc gaze naturale aflată în condițiile standard de presiune, temperatură și de calitate a gazelor naturale prevăzute în Standardul SR 3317.
Prețurile finale reglementate se stabilesc diferențiat pe categorii de consumatori, pentru fiecare sistem omogen de distribuție, în funcție de configurația sistemelor prin care se realizează furnizarea gazelor naturale.
Prețurile finale reglementate nu includ T.V.A.
Articolul 3
Tarifele de transport - contravaloarea serviciilor de transport prestate pentru rezervarea capacității de transport și pentru utilizarea sistemului de transport, pentru o cantitate echivalentă cu 1.000 mc gaze naturale aflată în condițiile standard de presiune, temperatură și de calitate a gazelor naturale prevăzute în Standardul SR 3317.
Tarifele de transport se stabilesc diferențiat pentru fiecare titular al licenței de transport și pentru fiecare sistem de transport operat de acesta, în funcție de caracteristicile tehnice și regimul de exploatare ale fiecărui sistem de transport.
Tarifele de transport nu includ:
a) contravaloarea gazelor naturale;
b) contravaloarea serviciilor prestate de titularii licenței de transport, în calitate de furnizori de gaze naturale, pentru sau în legătură cu comercializarea gazelor naturale;
c) impozitul pentru gazele naturale din producția internă;
d) contravaloarea lucrărilor de execuție a instalațiilor de racordare și de racordare la sistemul de transport.
Tarifele de transport nu includ T.V.A.
Articolul 4
Tarifele de înmagazinare - contravaloarea serviciilor prestate pentru rezervarea capacității de înmagazinare într-un depozit subteran și pentru utilizarea depozitului subteran, pentru o cantitate echivalentă cu 1.000 mc gaze naturale aflată în condițiile standard de presiune, temperatură și de calitate a gazelor naturale prevăzute în Standardul SR 3317, pentru un ciclu complet de înmagazinare.
Tarifele de înmagazinare se stabilesc diferențiat, pentru fiecare titular al licenței de înmagazinare și pentru fiecare depozit de înmagazinare subterană operat de acesta, în funcție de caracteristicile tehnico-geologice și regimul de exploatare ale fiecărui depozit de înmagazinare subterană.
Tarifele de înmagazinare nu includ:
a) contravaloarea gazelor naturale;
b) contravaloarea serviciilor prestate de titularii licenței de înmagazinare, în calitate de furnizori de gaze naturale, pentru sau în legătură cu comercializarea gazelor naturale;
c) impozitul pentru gazele naturale din producția internă.
Tarifele de înmagazinare nu includ T.V.A.
Articolul 5
Tarifele de distribuție - contravaloarea serviciilor de distribuție prestate pentru rezervarea capacității de distribuție și pentru utilizarea sistemului de distribuție, pentru o cantitate echivalentă cu 1.000 mc gaze naturale aflată în condițiile standard de presiune, temperatură și de calitate a gazelor naturale prevăzute în Standardul SR 3317.
Tarifele de distribuție se stabilesc diferențiat pe categorii de consumatori, pentru fiecare sistem omogen de distribuție, în funcție de caracteristicile tehnice și regimul de exploatare ale fiecărui sistem de distribuție.
Tarifele de distribuție nu includ:
a) contravaloarea gazelor naturale furnizate consumatorilor;
b) contravaloarea serviciilor prestate de titularii licenței de distribuție, în calitate de furnizori de gaze naturale, pentru sau în legătură cu comercializarea gazelor naturale;
c) impozitul pentru gazele naturale din producția internă;
d) contravaloarea lucrărilor de execuție a branșamentelor, branșarea, respectiv debranșarea consumatorilor.
Tarifele de distribuție nu includ T.V.A.
Capitolul II Definirea perioadelor de reglementare
Articolul 6
Perioada de reglementare reprezintă intervalul de timp pe parcursul căruia ANRGN reglementează venitul total sau unitar, denumit în continuare venit reglementat, pe care un operator este îndreptățit să îl realizeze în fiecare an al perioadei de reglementare pentru desfășurarea unei activități reglementate.
Determinarea venitului reglementat se realizează pe baza formulelor și a parametrilor prezentați în continuare.
Articolul 7
Perioada de reglementare pentru oricare dintre activitățile reglementate este de 5 ani, cu excepția primei perioade de reglementare (etapă tranzitorie), a cărei durată este de 3 ani.
Articolul 8
Pentru operatorii licențiați care desfășoară activități reglementate la data publicării prezentelor criterii și metode se stabilesc următoarele date de începere a primei perioade de reglementare:
a) pentru activitatea de înmagazinare subterană a gazelor naturale - 1 aprilie 2004;
b) pentru activitatea de transport al gazelor naturale prin sistemul național de transport, inclusiv tranzitul gazelor naturale - 1 iulie 2004;
c) pentru activitățile de distribuție și de furnizare a gazelor naturale - 1 ianuarie 2005.
Articolul 9
Pentru operatorii licențiați care nu desfășoară activități reglementate la data publicării prezentelor criterii și metode, prima perioadă de reglementare începe la data începerii activității reglementate.
Capitolul III Definirea activităților reglementate
Articolul 10
Activitățile pentru care ANRGN stabilește tarife și aprobă prețuri reglementate sunt următoarele:
a) transportul gazelor naturale;
b) înmagazinarea subterană a gazelor naturale;
c) tranzitul gazelor naturale;
d) distribuția gazelor naturale;
e) furnizarea reglementată a gazelor naturale.
Secțiunea 1 Transportul gazelor naturale
Articolul 11
Transportul gazelor naturale desemnează ansamblul de activități și operațiuni desfășurate de titularul licenței de transport pentru sau în legătură cu construcția, exploatarea și dezvoltarea capacităților de transport și utilizarea acestora.
Articolul 12
Exploatarea capacităților de transport desemnează operațiunile și activitățile desfășurate de titularul licenței pentru și/sau în legătură cu întreținerea, repararea, verificarea, asigurarea securității în funcționare a capacității de transport și altele asemenea.
Articolul 13
Dezvoltarea capacităților de transport desemnează operațiunile și activitățile desfășurate de titularul licenței pentru și/sau în legătură cu creșterea capacității de transport.
Articolul 14
Utilizarea sistemului desemnează ansamblul de activități și operațiuni desfășurate de titularul licenței de transport pentru sau în legătură cu:
a) preluarea gazelor naturale din perimetrele de producție, de înmagazinare subterană și din import;
b) vehicularea gazelor naturale prin intermediul sistemului de transport, între punctele de delimitare ale sistemului de transport;
c) predarea gazelor naturale în punctele de livrare sau la export;
d) măsurarea cantităților de gaze naturale în punctele de delimitare;
e) citirea contoarelor/echipamentelor și/sau sistemelor de măsurare.
Articolul 15
Sunt considerate activități auxiliare utilizării sistemului activitățile și operațiunile desfășurate de transportator pentru:
a) dispecerizarea cantităților de gaze naturale notificate de utilizatori, prin elaborarea rutelor și aplicarea regimurilor optime de funcționare a sistemului de transport și managementul congestiilor de sistem;
b) asigurarea echilibrului fizic al sistemului de transport și corelarea continuă a intrărilor și ieșirilor de gaze naturale în și din sistem, conform notificărilor utilizatorilor;
c) realizarea schimburilor de gaze între utilizatorii sistemului de transport, depozitarea gazelor naturale în conducte, transportul contra-sens al gazelor naturale.
Secțiunea 2 Înmagazinarea subterană a gazelor naturale
Articolul 16
Înmagazinarea subterană a gazelor naturale desemnează ansamblul de activități și operațiuni desfășurate de titularul licenței de înmagazinare pentru sau în legătură cu construcția, exploatarea și dezvoltarea capacităților de înmagazinare subterană și utilizarea acestora.
Articolul 17
Exploatarea capacităților de înmagazinare subterană desemnează operațiunile și activitățile desfășurate de titularul licenței pentru și/sau în legătură cu întreținerea, repararea, verificarea, asigurarea securității în funcționare a capacității de înmagazinare și altele asemenea.
Articolul 18
Dezvoltarea capacităților de înmagazinare desemnează operațiunile și activitățile desfășurate de titularul licenței pentru și/sau în legătură cu creșterea capacității de înmagazinare subterană.
Articolul 19
Utilizarea capacităților de înmagazinare subterană desemnează operațiunile și activitățile desfășurate de titularul licenței pentru și/sau în legătură cu:
a) injecția gazelor naturale în depozitul subteran;
b) depozitarea și gestionarea cantităților de gaze naturale din depozitul subteran;
c) extracția gazelor naturale din depozitul subteran.
Articolul 20
Injecția gazelor naturale în depozitul subteran desemnează activitățile și operațiunile desfășurate de titularul licenței de înmagazinare pentru a asigura preluarea gazelor naturale, măsurarea, tratarea și vehicularea acestora prin facilitățile de suprafață și introducerea în depozitul subteran.
Articolul 21
Extracția gazelor naturale din depozitul subteran desemnează activitățile și operațiunile desfășurate de titularul licenței de înmagazinare pentru a asigura scoaterea gazelor naturale din depozitul subteran, tratarea, vehicularea și măsurarea acestora prin facilitățile de suprafață și predarea la transportator și/sau beneficiar.
Secțiunea 3 Tranzitul gazelor naturale
Articolul 22
Tranzitul gazelor naturale desemnează ansamblul de activități și operațiuni desfășurate de titularul licenței de tranzit pentru sau în legătură cu transportul prin sistemul național de transport și/sau prin conducte magistrale, peste teritoriul României, al gazelor naturale provenite din alt stat și destinate unui stat terț.
Activitatea de tranzit realizată prin sistemul național de transport este inclusă în activitatea de transport definită în secțiunea 1 "Transportul gazelor naturale", cu excepția tranzitului realizat prin sisteme de transport sau prin linii directe destinate exclusiv acestei activități, pentru care prezentele criterii și metode nu se aplică.
Secțiunea 4 Distribuția gazelor naturale
Articolul 23
Distribuția gazelor naturale desemnează ansamblul de activități și operațiuni desfășurate de titularul licenței de distribuție pentru sau în legătură cu construcția, exploatarea și dezvoltarea capacităților de distribuție și utilizarea acestora.
Articolul 24
Exploatarea capacităților de distribuție desemnează operațiunile și activitățile desfășurate de titularul licenței pentru și/sau în legătură cu întreținerea, repararea, verificarea, asigurarea securității în funcționare a capacităților de distribuție și altele asemenea.
Articolul 25
Dezvoltarea capacităților de distribuție desemnează operațiunile și activitățile desfășurate de titularul licenței pentru și/sau în legătură cu creșterea capacității de distribuție.
Articolul 26
Utilizarea sistemului desemnează ansamblul de activități și operațiuni desfășurate de titularul licenței de distribuție pentru sau în legătură cu:
a) preluarea gazelor naturale din perimetrele de producție, din sistemele de transport sau direct din import;
b) vehicularea gazelor naturale prin intermediul sistemului de distribuție, între punctele de delimitare ale sistemului de distribuție;
c) livrarea gazelor naturale la consumatorul final sau la un alt distribuitor;
d) măsurarea cantităților de gaze naturale preluate/livrate;
e) citirea contoarelor/echipamentelor și/sau sistemelor de măsurare.
Secțiunea 5 Furnizarea reglementată a gazelor naturale
Articolul 27
Furnizarea reglementată a gazelor naturale desemnează ansamblul de activități și operațiuni desfășurate pentru sau în legătură cu:
a) achiziția gazelor naturale;
b) comercializarea gazelor naturale către consumatorii finali, pe baza unor contracte-cadru de furnizare și la preț reglementat;
c) relațiile cu clienții, determinate de încheierea și derularea contractelor de furnizare.
Capitolul IV Venitul reglementat
Articolul 28
Venitul reglementat reprezintă venitul aferent unui an al perioadei de reglementare, recunoscut și permis de ANRGN unui operator, pentru acoperirea costurilor aflate sub controlul managementului operatorului, necesare desfășurării activității reglementate într-o manieră prudentă.
Venitul reglementat nu acoperă costurile ce nu pot fi controlate și asupra cărora conducerea operatorului nu poate acționa direct pentru creșterea eficienței activității desfășurate, denumite în continuare costuri preluate direct, reprezentând:
a) contribuții la fondul de sănătate, la fondurile speciale, altele de aceeași natură, aferente fondului de salarii;
b) taxe, impozite, contribuțiile la fonduri speciale, altele asemenea stabilite conform reglementărilor legale în vigoare;
c) redevențele pentru concesionarea bunurilor aflate în proprietatea publică a statului;
d) redevențele prevăzute în contractele de concesionare a serviciului de distribuție și/sau a bunurilor aferente, chiriile prevăzute în contractele de închiriere a bunurilor ce alcătuiesc rețelele de distribuție, precum și taxele locale stabilite de autorități pentru realizarea serviciilor de distribuție;
e) costurile pentru achiziția gazelor naturale destinate revânzării, în cazul activității de furnizare reglementată, inclusiv costurile serviciilor aferente și impozitul pentru gazele naturale din producția internă;
f) alte costuri aflate în afara controlului operatorului, recunoscute ca atare de ANRGN.
Articolul 29
Pentru activitatea de transport, respectiv pentru activitatea de înmagazinare subterană, venitul este reglementat la nivelul acoperirii costurilor totale aferente unui an al perioadei de reglementare, necesare desfășurării activității reglementate într-o manieră prudentă, denumit în continuare venit reglementat total.
Pentru activitatea de distribuție, respectiv pentru activitatea de furnizare reglementată, venitul este reglementat la nivelul acoperirii costurilor unitare aferente unui an al perioadei de reglementare, necesare desfășurării activității reglementate într-o manieră prudentă, denumit în continuare venit reglementat unitar.
Articolul 30
Pentru activitatea de distribuție, venitul reglementat unitar în primul an al perioadei de reglementare se determină, pentru fiecare operator, prin împărțirea venitului de bază aferent activității de distribuție la cantitatea totală estimată a fi distribuită în primul an al perioadei de reglementare.
Pentru activitatea de furnizare reglementată, venitul reglementat unitar în primul an al perioadei de reglementare se determină, pentru fiecare furnizor, prin împărțirea venitului de bază aferent activității de furnizare reglementată la cantitatea totală estimată a fi furnizată în primul an al perioadei de reglementare.
Cantitatea totală estimată a fi distribuită în primul an al perioadei de reglementare prevăzută la alin. (1), respectiv cantitatea totală estimată a fi furnizată în primul an al perioadei de reglementare prevăzută la alin. (2), se fundamentează de fiecare operator. Considerentele care stau la baza fundamentării și metodele de previzionare utilizate sunt prezentate ANRGN o dată cu acestea.
Articolul 31
Pe parcursul perioadei de reglementare, venitul reglementat al fiecărui operator se ajustează doar pe baza formulelor specifice fiecărei activități reglementate și a parametrilor predefiniți pentru fiecare operator, stabiliți la începutul perioadei de reglementare.
Secțiunea 1 Venitul reglementat în primul an al perioadelor de reglementare
Articolul 32
Pentru primul an al fiecărei perioade de reglementare se calculează, pentru fiecare activitate reglementată și pentru fiecare operator, venitul total aferent primului an al perioadei de reglementare.
Venitul total aferent primului an al perioadei de reglementare include venitul de bază, reprezentând venitul reglementat în primul an al perioadei de reglementare și costurile preluate direct aferente.
Articolul 33
Venitul de bază acoperă costurile operatorului necesare desfășurării, de o manieră prudentă, a activității reglementate în primul an al perioadei de reglementare. Costurile sunt recunoscute de ANRGN în conformitate cu principiile și regulile din prezentele criterii și metode.
În venitul de bază nu sunt incluse costurile preluate direct.
Articolul 34
Formula generală pentru calculul venitului de bază în primul an al perioadei de reglementare, pentru orice companie și/sau activitate reglementată, este următoarea:
VB(o) = OPEX(o) + R(o)R x RAB(o) + AR(o) + DV(o),
unde:
VB(o) - venitul de bază, calculat ca venit total necesar operatorului în primul an al perioadei de reglementare;
OPEX(o) - cheltuielile operaționale totale ale operatorului, estimate pentru primul an al perioadei de reglementare;
R(o)R - rata reglementată a rentabilității, recunoscută de ANRGN pentru fiecare activitate reglementată;
RAB(o) - valoarea reglementată a activelor reprezentând valoarea imobilizărilor corporale și necorporale la începutul primului an al perioadei de reglementare, inclusiv capitalul de lucru, recunoscută de ANRGN;
AR(o) - amortizarea reglementată a imobilizărilor corporale și necorporale, recunoscută de ANRGN pentru primul an al perioadei de reglementare;
DV(o) - componentă de redistribuire între operator și consumatori a sporului de eficiență economică realizată pe parcursul precedentei perioade de reglementare. Pentru prima perioadă de reglementare această valoare este nulă.
Costurile preluate direct, prevăzute la art. 28 alin. (2) lit. a)-d), se calculează pe baza reglementărilor legale existente la data stabilirii venitului de bază și adaugă la venitul de bază stabilit conform formulei de la alin. (1).
Costurile preluate direct, prevăzute la art. 28 alin. (2) lit. e), se calculează conform prevederilor art. 40, 41 și 42 și adaugă la venitul de bază stabilit conform formulei de la alin. (1).
Articolul 35
Elementele care definesc venitul de bază, pentru oricare dintre perioadele de reglementare, se determină conform regulilor stabilite prin prezentele criterii și metode și sunt recunoscute de ANRGN la fundamentarea venitului de bază numai în măsura în care respectă aceste reguli.
Articolul 36
Sporul de eficiență economică se definește ca fiind diferența dintre costurile recunoscute de ANRGN pentru determinarea venitului de bază în primul an al perioadei de reglementare și nivelul costurilor realizate de operator în aceeași perioadă de timp.
În sporul de eficiență economică nu se includ economiile de costuri generate de reduceri ale impozitului pe profit.
Articolul 37
La finele fiecărei perioade de reglementare, ANRGN analizează informațiile transmise de operator și cuantifică câștigurile de eficiență economică realizate de acesta în fiecare an al perioadei de reglementare.
Articolul 38
Operatorul are dreptul de a reține integral echivalentul financiar al sporului de eficiență economică obținut pe parcursul perioadei de reglementare, pentru un interval de timp de 5 ani, începând cu anul în care acesta a fost obținut.
Articolul 39
Pentru activitatea de furnizare reglementată, la determinarea venitului total aferent primului an al perioadei de reglementare, costurile pentru achiziția gazelor naturale, inclusiv costurile serviciilor aferente și impozitul pentru gazele naturale din producția internă, nu se includ în cheltuielile de operare (OPEX).
Articolul 40
Suma fixă unitară - CUGfr 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, se determină de către ANRGN la începutul fiecărui an al perioadei de reglementare și este recunoscută în venitul reglementat unitar.
Articolul 41
Suma fixă unitară pentru acoperirea costurilor legate de achiziția gazelor naturale se estimează pentru fiecare an al perioadei de reglementare, anterior începerii acestuia, pe baza următoarelor elemente:
a) prognoza privind cererea totală de gaze naturale, cererea consumatorilor finali aferentă activității de furnizare reglementată;
b) prognoza privind structura surselor de gaze naturale din producția internă și din import, necesare acoperirii cererii totale;
c) prognoza privind partea din cantitățile de gaze naturale destinate revânzării în cadrul activității de furnizare reglementată, ce urmează a fi transportată și/sau înmagazinată;
d) prognoza privind evoluția prețurilor de achiziție a gazelor naturale din import, inclusiv comisioanele vamale și altele asemenea;
e) prognoza privind evoluția prețurilor de achiziție a gazelor naturale din producția internă;
f) tarifele pentru serviciile de transport și înmagazinare subterană;
g) impozitul pentru gazele naturale din producția internă.
Prognozele privind elementele care stau la baza estimării sumei fixe unitare pentru acoperirea costurilor legate de achiziția gazelor naturale, menționate la alin. (1), se elaborează de ANRGN pe baza metodologiei proprii, publicată în termen de 6 luni de la intrarea în vigoare a prezentelor criterii și metode.
Articolul 42
Formula generală de calcul al sumei fixe unitare pentru acoperirea costurilor legate de achiziția gazelor naturale, destinate revânzării în cadrul activității de furnizare reglementată, este următoarea: Qfr(imp) x P(imp) + Qfr(int) x P(int) + Qfr(int) x IMP + Qfr(t) x T(t) + Qfr(ds) x [T(ds) + T(t)] CUGfr = ─────────────────────────────────────────────────────────────────────────── , Qfr(imp) + Qfr(int) unde: Qfr(imp) - cantitatea anuală de gaze naturale din import; Qfr(int) - cantitatea anuală de gaze naturale din producția internă; Qfr(t) - cantitatea anuală de gaze naturale transportată; Qfr(ds) - cantitatea anuală de gaze naturale înmagazinată în depozite subterane; P(imp) - prețul mediu de import; P(int) - prețul mediu al producției interne; T(t) - tariful reglementat pentru serviciile de transport; T(ds) - tariful reglementat pentru serviciile de înmagazinare subterană; IMP - impozitul pentru gazele naturale din producția internă, stabilit conform prevederilor legale în vigoare.
Elementele din formula prezentată la alin. (1) sunt previzionate de ANRGN conform metodologiei proprii menționate la art. 41 alin. (2).
Secțiunea 2 Ajustarea veniturilor reglementate în perioada de reglementare
Articolul 43
În cadrul perioadei de reglementare, ANRGN aplică anual formule de ajustare a veniturilor operatorilor care desfășoară activități reglementate, după cum urmează:
a) în cazul activității de transport și, respectiv, activității de înmagazinare subterană a gazelor naturale, formulele de ajustare se aplică venitului reglementat;
b) în cazul activității de distribuție și, respectiv, activității de furnizare reglementată a gazelor naturale, formulele de ajustare se aplică venitului unitar reglementat.
Articolul 44
În cadrul perioadei de reglementare, formula anuală de ajustare a venitului total anual al activității de transport este următoarea: VTt(i) = [VRTt(i-1) x (1 + RI(i) - Xt)] + CEt(i-1) + DeltaDPt(i) + DeltaCSt(i-1) + DeltaVRTt(i-1) + DeltaINVt(i-1), unde: VTt(i) - venitul total în anul "i"; VRTt(i-1) - venitul reglementat total în anul "i-1" (anul precedent); RI(i) - rata inflației utilizată la fundamentarea bugetului de stat pentru anul "i", conform celor explicitate la art. 130; Xt - rata de creștere a eficienței economice a activității de transport, estimată de ANRGN la începutul perioadei de reglementare pentru fiecare operator, conform celor explicitate la art. 127-129; CEt(i-1) - costuri neprevăzute, realizate din activitatea de transport în anul "i-1", datorate apariției unor factori imprevizibili, externi și în afara controlului operatorului, explicitate în art. 131; DeltaDPt(i) - 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 de transport în anul "i" și cea recunoscută pentru anul "i-1". Costurile de această natură se includ în formula de calcul al venitului de bază și în formulele de ajustare anuale, după elaborarea standardelor de performanță specifice; DeltaCSt(i-1) - 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; DeltaVRTt(i-1) - componenta de corecție a venitului reglementat total, calculată ca diferență între venitul reglementat total în anul "i-1" și cel efectiv realizat în același an, ajustată cu rata reglementată a rentabilității capitalului, pe baza formulei: DeltaVRTt(i-1) = [1+R(o)R] x [VRTt(i-1) - V(realizat)] DeltaINVt(i-1) - componenta de corecție pentru capitalul investit în anul "i-1", calculată astfel: INVt(i-1) DeltaINVt(i-1) = INVt(i-1) x RoR + ──────────, n unde: INVt(i-1) - valoarea imobilizărilor corporale puse în funcțiune în anul "i-1"; RoR - rata reglementată a rentabilității pentru perioada de reglementare; n - durata reglementată de amortizare a imobilizărilor corporale puse în funcțiune, exprimată în ani.
Valoarea anuală a imobilizărilor corporale puse în funcțiune, utilizată la determinarea termenului DeltaINVt(i-1) din formula prezentată la alin. (1), se determină conform metodologiilor de evaluare ale ANRGN, publicate la începutul fiecărei perioade de reglementare.
Articolul 45
În cadrul perioadei de reglementare, formula anuală de ajustare a venitului total al activității de înmagazinare subterană este următoarea: VTds(i) = (VRTds(i-1) x [1 + RI(i) - Xds]) + CEds(i) + DeltaDPds(i) + DeltaCSds(i-1) + DeltaVRTds(i-1) + DeltaINVds(i-1), unde: VTds(i) - venitul total în anul "i"; VRTds(i-1) - venitul reglementat total în anul "i-1" (anul precedent); RI(i) - rata inflației utilizată la fundamentarea bugetului de stat pentru anul "i", conform celor explicitate la art. 130; Xds - rata de creștere a eficienței economice a activității de înmagazinare subterană, estimată de ANRGN la începutul perioadei de reglementare pentru fiecare operator, conform celor explicitate la art. 127-129; CEds(i) - costuri neprevăzute, realizate din activitatea de înmagazinare subterană în anul "i-1", datorate apariției unor factori imprevizibili, externi și în afara controlului operatorului, explicitate în art. 131; DeltaDPds(i) - 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 de înmagazinare subterană în anul "i" și cea recunoscută pentru anul "i-1". Costurile de această natură se includ în formula de calcul al venitului de bază și în formulele de ajustare anuale, după elaborarea standardelor de performanță specifice; DeltaCSds(i-1) - 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; DeltaVRTds(i-1) - componenta de corecție a venitului reglementat total, calculată ca diferență între venitul reglementat total și cel efectiv realizat în anul "i-1", ajustată cu rata reglementată a rentabilității capitalului, pe baza formulei: DeltaVRTds(i-1) = (1+RoR) x [VRTds(i-1) - V(realizat)] DeltaINVds(i-1) - componenta de corecție pentru capitalul investit în anul "i-1", calculată astfel: INVds(i-1) DeltaINVds(i-1) = INVds(i-1) x RoR + ──────────, n unde: INVds(i-1) - valoarea imobilizărilor corporale puse în funcțiune în anul "i-1"; RoR - rata reglementată a rentabilității pentru perioada de reglementare; n - durata reglementată de amortizare a imobilizărilor corporale puse în funcțiune, exprimată în ani.
Valoarea anuală a imobilizărilor corporale puse în funcțiune, utilizată la determinarea termenului DeltaINVt(i-1) din formula prezentată la alin. (1), se determină conform metodologiilor de evaluare ale ANRGN, publicate la începutul fiecărei perioade de reglementare.
Articolul 46
În cadrul perioadei de reglementare, formula anuală de ajustare a venitului unitar al activității de distribuție este următoarea: VUd(i) = (VRUd(i-1) x [1 + RI(i) - Xd] x (EGCd)) + CEd(i) + DeltaDPd(i) + DeltaCSd(i-1) + DeltaINVd(i-1), unde: VUd(i) - venitul unitar în anul "i"; VRUd(i-1) - venitul reglementat unitar în anul "i-1" (anul precedent); RI(i) - rata inflației utilizată la fundamentarea bugetului de stat pentru anul "i", conform celor explicitate la art. 130; Xd - rata de creștere a eficienței economice a activității de distribuție, estimată de ANRGN la începutul perioadei de reglementare pentru fiecare operator, conform celor explicitate la art. 127-129; EGCd - formula 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 celor explicitate la art. 133 și 134; CEd(i) - costuri unitare neprevăzute, realizate din activitatea de distribuție în anul "i-1", datorate apariției unor factori imprevizibili, externi și în afara controlului operatorului, explicitate în art. 131; DeltaDPd(i) - diferența dintre valoarea maximă recunoscută de ANRGN în costurile unitare ale operatorului pentru plata unor despăgubiri, penalități sau altele asemenea, rezultând din standardul de performanță al activității de distribuție în anul "i" și cea recunoscută pentru anul "i-1". Costurile de această natură se includ în formula de calcul al venitului de bază și în formulele de ajustare anuale, după elaborarea standardelor de performanță specifice; DeltaCSd(i-1) - 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; DeltaINVd(i-1) - componenta de corecție pentru capitalul investit în anul "i-1", calculată astfel: INVd(i-1) INVd(i-1) x RoR + ───────── n DeltaINVd(i-1) = ──────────────────────────, Q unde: INVd(i-1) - valoarea imobilizărilor corporale puse în funcțiune în anul "i-1", pentru înlocuirea imobilizărilor corporale amortizate integral, conform regulilor privind amortizarea reglementată, aflate în funcțiune la 31 decembrie 2004; RoR - rata reglementată a rentabilității pentru perioada de reglementare; n - durata reglementată de amortizare a imobilizărilor corporale puse în funcțiune, exprimată în ani; Q - cantitatea de gaze naturale ce urmează a fi distribuită în anul "i", estimată pe baza fundamentărilor operatorului.
Valoarea anuală a imobilizărilor corporale puse în funcțiune, utilizată la determinarea termenului DeltaINVt(i-1) din formula prezentată la alin. (1), se determină conform metodologiilor de evaluare ale ANRGN, publicate la începutul fiecărei perioade de reglementare.
Articolul 47
În cadrul perioadei de reglementare, formula anuală de ajustare a venitului unitar al activității de furnizare reglementată este următoarea:
VUfr(i) = (VRUfr(i-1) x [1+RI(i) - Xfr] x (EGCfr)) + CEfr(i) + DeltaDPfr(i) + DeltaCSfr(i-1) + DeltaCUGfr(i),
unde:
VUfr(i) - venitul unitar în anul "i";
VRUfr(i-1) - venitul reglementat unitar în anul "i-1" (anul precedent);
RI(i) - rata inflației utilizată la fundamentarea bugetului de stat pentru anul "i", conform celor explicitate la art. 130;
Xfr - rata de creștere a eficienței economice a activității de furnizare reglementată, estimată de ANRGN la începutul perioadei de reglementare pentru fiecare furnizor, conform celor explicitate la art. 127-129;
EGCfr - formula de ajustare a venitului reglementat unitar în anul "i", prin care se cuantifică influența unor elemente generatoare de costuri pentru activitatea de furnizare reglementată. Formula se determină individualizat pentru fiecare operator, pe bază statistică, la începutul perioadei de reglementare, conform celor explicitate la art. 133 și 134;
CEfr(i) - costuri unitare neprevăzute, realizate din activitatea de furnizare reglementată în anul "i-1", datorate apariției unor factori imprevizibili, externi și în afara controlului furnizorului, explicitate în art. 131;
DeltaDPfr(i) - diferența dintre valoarea maximă recunoscută de ANRGN în costurile unitare ale furnizorului pentru plata unor despăgubiri, penalități sau altele asemenea, rezultând din standardul de performanță al activității de furnizare reglementate în anul "i" și cea recunoscută pentru anul "i-1". Costurile de această natură se includ în formula de calcul al venitului de bază și în formulele de ajustare anuale, după elaborarea standardelor de performanță specifice;
DeltaCSfr(i-1) - 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;
DeltaCUGfr(i) - componenta de corecție pentru suma fixă unitară pentru achiziția gazelor naturale, calculată conform formulei:
DeltaCUGfr(i) = CUGfr(i) - CUGfr(i-1) + DeltaCUGfr(i-1) x (1+RoR),
unde:
CUGfr(i) - suma fixă unitară calculată pentru anul "i";
CUGfr(i-1) - suma fixă unitară inclusă în venitul reglementat unitar VRUfr(i-1) în anul "i-1";
DeltaCUGfr(i-1) - diferența dintre suma fixă unitară inclusă în venitul reglementat unitar VRUfr(i-1) în anul "i-1" și costurile unitare de achiziție în anul "i-1", realizate într-o manieră prudentă, având în vedere condițiile pieței și informațiile disponibile la data la care acestea au fost efectuate;
RoR - rata reglementată a rentabilității pentru perioada de reglementare.
Capitolul V Structura prețurilor și a tarifelor reglementate
Secțiunea 1 Activitatea de transport
Articolul 48
Sistemul tarifar pentru activitatea de transport cuprinde un set de tarife de tipul "intrare-ieșire", stabilite pentru punctele de delimitare la intrarea în sistemul de transport în care se rezervă capacitatea, denumite în continuare puncte de intrare tarifate, și la ieșirea din sistemul de transport în care se rezervă capacitatea, denumite în continuare puncte de ieșire tarifate, precum și pentru utilizarea sistemului. Structura tarifului de transport este următoarea:
T(t) = RC(ti) + RC(te) + V(t),
unde:
T(t) - tariful de transport;
RC(ti) - componenta fixă pentru rezervarea capacității în punctele de intrare tarifate, exprimat în lei/1.000 mc/h;
RC(te) - componenta fixă pentru rezervarea capacității în punctele de ieșire tarifate, exprimat în lei/1.000 mc/h;
V(t) - componenta volumetrică pentru utilizarea sistemului de transport, exprimată în lei/1.000 mc.
Articolul 49
Punctele de intrare tarifate și punctele de ieșire tarifate, pentru care se stabilesc componentele de rezervare a capacităților, se definesc de ANRGN împreună cu operatorul sistemului de transport, având în vedere:
a) localizarea punctelor de delimitare ale sistemului de transport;
b) punctele prin care se realizează importul gazelor naturale;
c) posibilitățile de agregare a mai multe puncte de delimitare într-un singur punct de intrare, respectiv punct de ieșire tarifat;
d) fluxurile de gaze naturale prin sistemul de transport, la vârf de consum și ca medie anuală.
Articolul 50
Componenta fixă pentru rezervarea capacității în punctele de intrare tarifate [RC(ti)] se calculează diferențiat pentru fiecare punct de intrare tarifat și cuantifică costurile fixe, legate de dezvoltarea capacității în aceste puncte.
Articolul 51
Componenta fixă pentru rezervarea capacității în punctele de ieșire tarifate [RC(te)] se calculează diferențiat pentru fiecare punct de ieșire tarifat și cuantifică costurile fixe, legate de dezvoltarea capacității în aceste puncte.
Articolul 52
Componenta volumetrică pentru utilizarea sistemului de transport [V(t)] cuantifică costurile generate de utilizarea sistemului, avându-se în vedere fluxurile fizice de gaze naturale din sistemul de transport, inclusiv schimburile de gaze, depozitarea în conducte și transportul contra-sens al gazelor naturale.
Articolul 53
Tariful de transport nu acoperă costurile serviciilor auxiliare utilizării sistemului, respectiv costurile generate de activitățile și operațiunile desfășurate de transportator pentru:
a) dispecerizarea cantităților de gaze naturale notificate de utilizatori, prin elaborarea rutelor și aplicarea regimurilor optime de funcționare a sistemului de transport și managementul congestiilor de sistem;
b) asigurarea echilibrului fizic al sistemului de transport și corelarea continuă a intrărilor și ieșirilor de gaze naturale în și din sistem, conform notificărilor utilizatorilor.
Pentru acoperirea costurilor transportatorului generate de desfășurarea activităților descrise la alin. (1), se stabilește tariful de dispecerizare și echilibrare a sistemului de transport.
Articolul 54
Tariful de dispecerizare și echilibrare a sistemului de transport este determinat pentru fiecare sistem de transport ca tarif de tip "timbru poștal", cu o singură componentă volumetrică, exprimată în lei/1.000 mc intrați în sistemul de transport.
Articolul 55
În prima perioadă de reglementare, tariful pentru serviciile de transport prin sistemul național de transport este unic și are o structură binomială de tipul:
T(t) = RC(t) + V(t),
unde:
T(t) - tariful de transport;
RC(t) - componenta fixă pentru rezervarea capacității în sistemul de transport, exprimată în lei/1.000 mc/h;
V(t) - componenta volumetrică pentru utilizarea sistemului de transport, exprimată în lei/1.000 mc.
Componenta fixă pentru rezervarea capacității în sistemul de transport [RC(t)] cuantifică costurile fixe, legate de dezvoltarea capacității sistemului de transport.
Componenta volumetrică pentru utilizarea sistemului de transport [V(t)] cuantifică costurile generate de utilizarea sistemului, inclusiv cele generate de realizarea tuturor serviciilor auxiliare utilizării sistemului.
Tariful de transport descris mai sus include și tariful de dispecerizare și echilibrare a sistemului național de transport.
Secțiunea 2 Activitatea de înmagazinare subterană
Articolul 56
Tarifele pentru activitatea de înmagazinare se stabilesc pentru fiecare depozit de înmagazinare subterană și au următoarea structură:
T(ds) = RC(ds) + I(ds) + E(ds),
unde:
T(ds) - tariful de înmagazinare;
RC(ds) - componenta fixă pentru rezervarea capacității în depozitul subteran, exprimat în lei/1.000 mc/ciclul complet de înmagazinare;
I(ds) - componenta volumetrică pentru injecția gazelor naturale în depozitul subteran, exprimat în lei/1.000 mc;
E(ds) - componenta volumetrică pentru extracția gazelor naturale din depozitul subteran, exprimat în lei/1.000 mc.
Articolul 57
Componenta fixă pentru rezervarea capacității în depozitul subteran [RC(ds)] cuantifică costurile fixe, generate de rezervarea de capacitate în depozitul subteran pe durata unui ciclu complet de înmagazinare.
Articolul 58
Componenta volumetrică pentru injecția gazelor naturale în depozitul subteran [I(ds)] cuantifică costurile variabile generate de preluarea gazelor naturale, măsurarea, tratarea și vehicularea acestora prin facilitățile de suprafață și introducerea în depozitul subteran.
Articolul 59
Componenta volumetrică pentru extracția gazelor naturale din depozitul subteran [E(ds)] cuantifică costurile generate de scoaterea gazelor naturale din depozitul subteran, tratarea, vehicularea și măsurarea acestora prin facilitățile de suprafață și predarea la transportator și/sau beneficiar.
Secțiunea 3 Activitatea de distribuție
Articolul 60
Sistemul tarifar pentru activitatea de distribuție cuprinde tarife diferențiate pe categorii de consumatori și sisteme omogene de distribuție, în funcție de caracteristicile tehnice și regimul de exploatare ale fiecărui sistem de distribuție. Tarifele de distribuție au o structură binomială, de tipul:
Tx(d) = RC(d) + V(d),
unde:
Tx(d) - tariful de distribuție, pentru categoria "x" de consumatori;
RC(d) - componenta fixă pentru rezervarea capacității în sistemul de distribuție, exprimat în lei/mc/h;
V(d) - componenta volumetrică pentru utilizarea sistemului de distribuție, exprimată în lei/1.000 mc.
Articolul 61
Componenta fixă pentru rezervarea capacității în sistemul de distribuție [RC(d)] cuantifică costurile fixe, legate de dezvoltarea capacității sistemului de distribuție.
Articolul 62
Componenta volumetrică pentru utilizarea sistemului de distribuție [V(d)] cuantifică costurile variabile generate de utilizarea sistemului de distribuție.
Secțiunea 4 Activitatea de furnizare reglementată
Articolul 63
Prețurile finale reglementate se stabilesc diferențiat pe categorii de consumatori, pentru fiecare sistem omogen de distribuție, în funcție de configurația sistemelor prin care se realizează furnizarea gazelor naturale. Prețurile finale reglementate au o structură binomială, de tipul:
Px = Ab + V(f),
unde:
Px - prețul final reglementat, pentru categoria "x" de consumatori;
Ab - abonament zilnic, exprimat în lei/zi/consumator;
V(f) - componenta volumetrică pentru consumul de gaze naturale, exprimată în lei/1.000 mc.
Articolul 64
Abonamentul zilnic (Ab) cuantifică costurile fixe legate de dezvoltarea capacității sistemului de distribuție și de desfășurarea activității de furnizare reglementată.
Articolul 65
Componenta volumetrică pentru consumul de gaze naturale [V(f)] cuantifică costurile variabile, generate de consumul de gaze naturale.
Capitolul VI Evidențele contabile reglementate
Secțiunea 1 Reguli generale
Articolul 66
Operatorii licențiați din sectorul gazelor naturale, care desfășoară activități reglementate, sunt obligați să organizeze și să conducă evidențe ale veniturilor, costurilor și imobilizărilor corporale și necorporale pentru fiecare dintre activitățile reglementate pe care le desfășoară, denumite în continuare evidențe contabile reglementate - ECR, în conformitate cu principiile și regulile stabilite de ANRGN.
Articolul 67
Evidențele contabile reglementate - ECR, organizate și conduse conform principiilor și regulilor stabilite de ANRGN, sunt distincte de evidențele contabile statutare organizate și conduse conform reglementărilor legale în domeniu și sunt utilizate exclusiv de către operatori și ANRGN.
În cazul în care regulile și principiile stabilite de ANRGN pentru organizarea și conducerea ECR nu conțin prevederi specifice, se aplică regulile generale din standardele internaționale de contabilitate - IAS.
Articolul 68
ECR trebuie să aibă un grad de detaliere care să permită ANRGN cunoașterea exactă a veniturilor și a elementelor de costuri pentru fiecare activitate reglementată. În cazul în care este necesar, ANRGN are dreptul să ceară detalierea oricărui element cuprins în ECR.
Articolul 69
Operatorii licențiați sunt obligați să înainteze ANRGN anual ECR distincte pentru fiecare dintre activitățile reglementate, elaborate în conformitate cu prezentele principii și reguli.
Formatele ECR sunt stabilite de ANRGN și se publică în termen de 6 luni de la aprobarea prezentelor criterii și metode.
Secțiunea 2 Criterii de clasificare a costurilor
Articolul 70
Alocarea costurilor între activitățile reglementate are la bază următoarele principii:
a) cauzalitatea - costurile sunt atribuite în concordanță cu activitatea care le determină;
b) obiectivitatea - costurile sunt atribuite pe baze obiective, fără a se urmări un interes ori obținerea unui beneficiu nemeritat al companiei reglementate sau al oricărei alte companii sau organizații;
c) transparența - regulile prin care costurile sunt atribuite pe activități sunt transparente și permit identificarea costurilor atribuite fiecărei activități;
d) continuitatea - regulile prin care costurile sunt atribuite pe activități sunt aplicate constant în timp; regulile pot fi modificate numai în situațiile în care această modificare este expres necesară și justificată.
Articolul 71
Sunt considerate costuri operaționale (OPEX) toate costurile care sunt generate de activitatea curentă a operatorului și pe care acesta nu le-ar suporta dacă activitatea ar fi desfășurată de un terț.
Articolul 72
Costurile operaționale (OPEX) includ:
a) cheltuielile cu materiile prime, materialele, altele asemenea;
b) cheltuielile cu energia, combustibilii, apa;
c) consumul tehnologic, calculat conform normelor, normativelor și/sau altor reglementări legale în vigoare;
d) cheltuielile cu personalul - salariile, prime și alte drepturi acordate conform contractului colectiv de muncă;
e) cheltuielile cu întreținerea, verificarea și reparațiile curente, realizate în regie proprie sau de către terți; cheltuielile pentru înlocuirea unor părți sau componente ale activelor imobilizate, neamortizate integral conform regulilor privind amortizarea reglementată, dacă prin înlocuire nu se realizează modernizarea, creșterea capacității și/sau a siguranței în funcționare ori prelungirea duratei de viață a respectivului activ imobilizat;
f) alte cheltuieli administrative generale;
g) cheltuielile de reclamă, publicitate, sponsorizare, acțiuni sociale, altele asemenea, în limita de deductibilitate la calculul impozitului pe profit;
h) cheltuielile cu despăgubiri, penalități sau altele asemenea datorate pentru nerespectarea unor clauze contractuale ce se înscriu în standardul de performanță al activității reglementate. Costurile de această natură se includ numai după elaborarea standardelor de performanță specifice;
i) cheltuielile pentru exploatarea conductelor de transport și/sau de distribuție, aflate în proprietatea terților, de natura celor menționate la lit. a)-h).
Articolul 73
Nu se includ în costurile operaționale (OPEX):
a) orice costuri generate de racordarea, branșarea și debranșarea consumatorilor;
b) contribuțiile la fondul de sănătate, la fondurile speciale, altele de aceeași natură, aferente fondului de salarii;
c) taxe, impozite, contribuțiile la fonduri speciale și altele asemenea stabilite conform reglementărilor legale în vigoare;
d) redevențele pentru concesionarea bunurilor aflate în proprietatea publică a statului;
e) redevențele prevăzute în contractele de concesionare a serviciului de distribuție și/sau a bunurilor aferente, chiriile prevăzute în contractele de închiriere a bunurilor ce alcătuiesc rețelele de distribuție, precum și taxele locale stabilite de autorități pentru realizarea serviciilor de distribuție;
f) amortizarea imobilizărilor corporale și necorporale;
g) cheltuielile financiare și extraordinare;
h) costurile pentru achiziția gazelor naturale destinate revânzării, în cazul activității de furnizare reglementată, inclusiv costurile serviciilor aferente și impozitul pentru gazele naturale din producția internă.
Articolul 74
Costurile de capital (CAPEX) includ costurile legate de:
a) dobândirea imobilizărilor corporale și necorporale;
b) modernizarea, creșterea capacității și/sau a siguranței în funcționare a imobilizărilor corporale;
c) prelungirea duratei de viață tehnică și economică inițială;
d) înlocuirea imobilizărilor corporale integral amortizate conform regulilor privind amortizarea reglementată;
e) înlocuirea activelor imobilizate, neamortizate integral, calculate ca diferență între valoarea noului activ și valoarea neamortizată a activului înlocuit, conform regulilor privind amortizarea reglementată, dacă prin înlocuire se realizează modernizarea, creșterea capacității și/sau a siguranței în funcționare sau prelungirea duratei de viață a respectivului activ imobilizat;
f) asigurarea pernei de gaze, în cazul activității de înmagazinare, respectiv cu asigurarea zestrei conductelor, în cazul activităților de transport și de tranzit.
De asemenea, sunt incluse în costuri de capital (CAPEX) următoarele:
a) dobânzile, comisioanele bancare și diferențele de curs valutar aferente creditelor pentru finanțarea imobilizărilor corporale și necorporale puse în funcțiune, dacă nu sunt incluse în valoarea inițială a acestora;
b) capitalul de lucru;
c) provizioanele constituite pentru riscul de neîncasare a creanțelor comerciale rezultate din desfășurarea activității reglementate, care au depășit termenul legal de prescriere;
d) provizioanele constituite pentru refacerea mediului, în limita recunoscută la calculul impozitului pe profit, conform prevederilor legale.
Articolul 75
În imobilizările corporale și necorporale sunt incluse:
a) constituirea societății;
b) dobândirea mărcilor, brevetelor, concesiunilor, licențelor și a altor valori similare fondului comercial;
c) terenurile;
d) construcțiile, instalațiile tehnice, mașinile, utilajele, mobilierul și altele asemenea;
e) în cazul activității de distribuție, cheltuielile pentru racordarea sistemului de distribuție la sistemul de transport; în ECR acestea sunt considerate imobilizări necorporale.
Articolul 76
Nu sunt considerate costuri de capital (CAPEX):
a) în cazul activității de transport, imobilizările corporale reprezentând instalațiile de racordare la sistemul de transport, cu excepția contoarelor/echipamentelor și/sau sistemelor de măsurare;
b) în cazul activității de distribuție, imobilizările corporale reprezentând branșamentele, cu excepția contoarelor/echipamentelor și/sau sistemelor de măsurare;
c) avansurile, imobilizările corporale și necorporale în curs;
d) imobilizările financiare;
e) cheltuielile pentru înlocuirea unor părți sau componente ale imobilizărilor corporale, neamortizate integral conform regulilor privind amortizarea reglementată, dacă prin înlocuire nu se realizează modernizarea, creșterea capacității și/sau a siguranței în funcționare ori prelungirea duratei de viață a respectivului activ imobilizat.
Articolul 77
Valoarea avansurilor, imobilizărilor corporale și necorporale în curs și costurile financiare aferente acestora se actualizează anual cu rata inflației și se includ în costurile de capital (CAPEX) la data punerii în funcțiune a imobilizărilor corporale, respectiv la data recepției finale a imobilizărilor necorporale.
Activitatea de transport
Articolul 78
Costurile totale recunoscute de ANRGN la calculul venitului de bază se alocă în costuri fixe și costuri variabile.
Articolul 79
Costurile fixe reflectă cheltuielile legate de capacitatea de transport, care nu depind de cantitățile transportate, și acoperă amortizarea imobilizărilor corporale și necorporale ale sistemului de transport, cheltuielile legate direct de continuitatea în funcționare și menținerea securității în operare a sistemului de transport, precum și o parte din cheltuielile generale legate de administrarea acestuia.
Articolul 80
Alocarea costurilor fixe între punctele de intrare tarifate și punctele de ieșire tarifate se face proporțional cu costurile de capital implicate de dezvoltarea capacității de transport în aceste puncte și cu poziția particulară a fiecărui punct tarifat în raport cu fluxurile efective de gaze în sistem.
Costurile fixe care nu sunt identificate ca depinzând de capacități și/sau de poziția particulară a fiecărui punct tarifat în raport cu fluxul de gaze considerat în sistemul de transport se alocă proporțional tuturor punctelor tarifate.
Articolul 81
Costurile de capital realizate în mod necesar și în condiții de eficiență, potrivit informațiilor disponibile la data la care au fost realizate, dar care în prezent nu mai pot fi integral recuperate din motive obiective și independente de operatorul sistemului de transport vor fi alocate proporțional tuturor punctelor de intrare tarifate și, respectiv, punctelor de ieșire tarifate.
Alocarea realizată în condițiile alin. (1) se face fără să afecteze diferențierea costurilor fixe, generată de gradul de utilizare a capacităților și de poziția particulară a fiecărui punct tarifat în sistemul de transport.
Articolul 82
Costurile variabile reflectă cheltuielile legate de utilizarea sistemului de transport și depind de cantitățile efectiv transportate. Costurile variabile se alocă egal întregii cantități transportate, indiferent de punctul de intrare tarifat și punctul de ieșire tarifat prin care aceste cantități intră în sau ies din sistemul de transport.
Activitatea de înmagazinare
Articolul 83
Costurile totale recunoscute de ANRGN la calculul venitului de bază se alocă în costuri fixe și costuri variabile.
Articolul 84
Costurile fixe reflectă cheltuielile legate de dezvoltarea capacității de înmagazinare subterană, care nu depind de cantitățile înmagazinate, și acoperă amortizarea imobilizărilor corporale și necorporale ale sistemului de înmagazinare, cheltuielile legate direct de continuitatea în funcționare și menținerea securității în operare a sistemului de înmagazinare, precum și o parte din cheltuielile generale legate de administrarea acestuia.
Costurile fixe se alocă în funcție de capacitatea utilizabilă a depozitului subteran.
Articolul 85
Costurile variabile reflectă cheltuielile legate de utilizarea sistemului de înmagazinare și depind de cantitățile efectiv înmagazinate.
Costurile variabile directe se alocă în costuri aferente injecției și costuri aferente extracției gazelor naturale în și din depozitul subteran.
Costurile variabile ce nu pot fi atribuite direct injecției sau extracției gazelor naturale în și din depozitul subteran se alocă egal între cele două etape ale ciclului de înmagazinare.
Activitatea de distribuție
Articolul 86
Costurile totale recunoscute de ANRGN la calculul venitului de bază se alocă în costuri fixe și costuri variabile.
Articolul 87
Costurile fixe reflectă cheltuielile legate de capacitatea de distribuție, care nu depind de cantitățile distribuite, și acoperă amortizarea imobilizărilor corporale și necorporale ale sistemului de distribuție, cheltuielile legate direct de continuitatea în funcționare și menținerea securității în operare a sistemului de distribuție, precum și o parte din cheltuielile generale legate de administrarea acestuia.
Articolul 88
Alocarea costurilor fixe între categoriile de consumatori se face proporțional cu costurile de capital implicate de dezvoltarea capacității de distribuție pentru fiecare categorie și reflectă factorul de sarcină orar al capacității rezervate în sistemul de distribuție, specific fiecărei categorii de consumatori.
Factorul de sarcină orar al capacității rezervate în sistemul de distribuție este calculat ca raport între consumul anual și debitul instalat caracteristic fiecărei categorii de consumatori și reprezintă numărul de ore ce ar fi necesar pentru a prelua întregul consum anual la debitul instalat, conform formulei: Q(anual) Nd = ────────, Q[h(max)] în care: Q(anual) - volumul consumat anual, determinat statistic pentru o perioadă de cel mult 5 ani; Q[h(max)] - debitul instalat, exprimat în mc/h.
Articolul 89
Costurile de capital realizate în mod necesar și în condiții de eficiență potrivit informațiilor disponibile la data la care au fost realizate, dar care în prezent nu mai pot fi integral recuperate din motive obiective și independente de operatorul sistemului de distribuție, vor fi alocate proporțional tuturor categoriilor de consumatori, fără să se afecteze diferențierea dintre acestea.
Articolul 90
Costurile variabile reflectă cheltuielile legate de utilizarea sistemului de distribuție și depind de cantitățile efectiv distribuite. Costurile variabile se alocă egal întregii cantități distribuite.
Activitatea de furnizare reglementată
Articolul 91
Costurile totale recunoscute de ANRGN la calculul venitului de bază se alocă în costuri fixe și costuri variabile.
Articolul 92
Costurile fixe reflectă cheltuielile legate de administrarea contractelor de furnizare, care nu depind de cantitățile comercializate, și acoperă amortizarea imobilizărilor corporale și necorporale utilizate în activitatea de furnizare reglementată și o parte din cheltuielile generale de administrare.
Articolul 93
Costurile fixe se alocă pe categorii de consumatori, invers proporțional cu gradul de uniformitate al consumului de gaze naturale specific fiecărei categorii de consumatori și numărul de consumatori finali din fiecare categorie.
Gradul de uniformitate al consumului de gaze naturale se determină ca raport între vârful de consum și consumul mediu zilnic al categoriei de consumatori, pentru un an mediu, determinat statistic.
Articolul 94
Costurile variabile reflectă cheltuielile care depind de cantitățile efectiv furnizate și se alocă egal întregii cantități.
Articolul 95
În situația în care un operator desfășoară simultan servicii reglementate și nereglementate, costurile implicate de prestarea de servicii între cele două activități vor fi tratate conform următoarelor principii:
a) costul considerat pentru un serviciu prestat de activitatea reglementată pentru activitatea nereglementată va fi cel mai mare dintre costul contabil integral și prețul pe piață la data tranzacției;
b) costul considerat pentru un serviciu prestat de activitatea nereglementată pentru activitatea reglementată va fi cel mai mic dintre costul contabil integral și prețul pe piață la data tranzacției.
Articolul 96
În situația în care un operator desfășoară simultan servicii reglementate și nereglementate, costurile implicate de transferul de active imobilizate între cele două activități vor fi tratate conform următoarelor principii:
a) valoarea activului transferat de la activitatea reglementată la activitatea nereglementată va fi cea mai mare dintre costul contabil integral și prețul pe piață la data tranzacției;
b) valoarea activului transferat de la activitatea nereglementată la activitatea reglementată va fi cel mai mic dintre costul contabil integral și prețul pe piață la data tranzacției.
Secțiunea 3 Criterii de respingere a costurilor
Articolul 97
Analiza costurilor se desfășoară pe baza ECR estimate pentru primul an al perioadei de reglementare, pentru fiecare activitate reglementată, pusă la dispoziția ANRGN de operatori.
Articolul 98
O dată cu prezentarea ECR estimate pentru primul an al fiecărei perioade de reglementare, operatorii prezintă și ECR pentru ultimul an de activitate, anterior perioadei de reglementare pentru care se fundamentează venitul de bază, cu excepția operatorilor nou-licențiați.
Articolul 99
ANRGN are dreptul să solicite operatorilor informații suplimentare, inclusiv detalierea și justificarea oricăror elemente din ECR.
Articolul 100
Nu sunt recunoscute următoarele costuri:
1. în cadrul costurilor operaționale (OPEX):
a) costurile care nu se includ în costurile operaționale (OPEX), conform art. 73;
b) amenzile, penalitățile și majorările de întârziere pentru neplata în termen a obligațiilor către bugetul de stat, bugetul asigurărilor sociale, fonduri speciale, bugete locale;
c) penalitățile și majorările de întârziere pentru nerambursarea în termen a împrumuturilor;
d) cheltuielile cu despăgubiri, penalități sau altele asemenea rezultând din standardul de performanță, care depășesc limita recunoscută de ANRGN;
e) penalitățile, majorările de întârziere la plată și/sau daunele-interese pentru nerespectarea clauzelor contractuale față de furnizori sau prestatorii de servicii;
f) provizioanele de orice natură;
2. în cadrul costurilor de capital (CAPEX):
a) costurile care nu se includ în costurile de capital (CAPEX), conform art. 76;
b) valoarea neamortizată a imobilizărilor corporale și necorporale, casate sau cedate terților ori către activitățile nereglementate ale operatorului, calculată conform regulilor ANRGN;
c) provizioanele de orice natură, cu excepția provizioanelor prevăzute la art. 74 alin. (2) lit. c) și d);
d) cheltuieli de natura costurilor de capital (CAPEX) efectuate la bunurile din domeniul public al statului sau al autorităților locale, finanțate din surse bugetare, concesionate sau închiriate, cu excepția investițiilor efectuate la aceste bunuri pe durata concesionării sau închirierii;
e) cheltuielile de natura costurilor de capital (CAPEX) efectuate la bunurile aparținând domeniului privat al statului sau autorităților locale, unor terțe persoane fizice și/sau juridice, dacă pentru aceasta nu există temeiuri legale, acorduri și/sau contracte pentru concesionarea, închirierea ori preluarea în exploatare a capacităților.
Pentru bunurile pentru care nu sunt recunoscute costuri de capital nu sunt recunoscute amortizări.
Articolul 101
ANRGN are dreptul să refuze operatorilor recunoașterea unor costuri sau părți din acestea, altele decât cele menționate anterior, care nu au fost efectuate într-o manieră prudentă, având în vedere condițiile și informațiile disponibile la data când acestea au fost efectuate.
Articolul 102
Refuzul costurilor, în condițiile art. 101, va fi justificat de ANRGN, care este obligată să explice motivele pentru care un astfel de cost nu a fost efectuat în mod prudent și să dea detalii asupra modului în care operatorii trebuie să efectueze aceste costuri pentru a fi considerate prudente.
Articolul 103
Orice cost care nu este refuzat de ANRGN este considerat permis și recunoscut.
Secțiunea 4 Auditarea ECR
Articolul 104
La înaintarea ECR către ANRGN, operatorii au obligația de a prezenta și un raport de audit al acesteia, raport întocmit de un auditor extern autorizat.
Articolul 105
Alegerea auditorului este la latitudinea operatorului, auditorul având însă obligația să depună la ANRGN o scrisoare de angajament privind auditarea cu bună-credință, în mod independent și în conformitate cu practicile curente și regulile ANRGN, a ECR.
Articolul 106
ANRGN are dreptul să ceară, pe propria cheltuială, un audit separat al ECR, operatorul fiind obligat să asigure auditorului ales de ANRGN accesul la toate datele, evidențele și informațiile necesare. Un exemplar al raportului întocmit de auditorul numit de ANRGN aparține de drept operatorului.
Secțiunea 5 Reguli privind calculul bazei de active reglementate (RAB)
Articolul 107
Baza de active reglementate (RAB) reflectă valoarea netă a imobilizărilor corporale și necorporale prudent efectuate, necesare desfășurării activității reglementate, și capitalul de lucru, inclusiv provizioanele prevăzute la art. 74 alin. (2) lit. c) și d).
Articolul 108
Determinarea valorii inițiale a RAB(0), utilizată la calculul venitului de bază aferent primei perioade de reglementare, se realizează prin metoda reconstituirii valorii nete a activelor reglementate.
Articolul 109
În situația în care reconstituirea valorii nete a activelor reglementate nu este posibilă sau este susceptibilă de a nu se realiza corect, având în vedere situația economică generală din perioada analizată (perioade cu inflație ridicată, modificări succesive ale legislației contabile și/sau referitoare la regimul amortizărilor etc.), modificări ale statutului operatorilor (restructurări, divizări, fuziuni etc.), determinarea valorii inițiale a RAB(0), utilizată pentru calculul venitului de bază al primei perioade de reglementare, se realizează prin metoda RAB implicit.
Articolul 110
Valoarea inițială a RAB(0) utilizată la calculul venitului de bază aferent primei perioade de reglementare, determinată pe baza uneia dintre metodele prezentate, nu acoperă capitalul de lucru și nici provizioanele recunoscute de ANRGN drept costuri de capital (CAPEX).
Articolul 111
Metoda constă în:
a) inventarierea fizică a activelor reglementate;
b) reconstituirea evidențelor contabile ale activității reglementate ale operatorilor, de la înființarea acestora și până la zi;
c) reconstituirea veniturilor reglementate încasate de companie în respectiva perioadă de timp;
d) compararea costurilor actuale ale operatorului (determinate utilizându-se formula de calcul descrisă la determinarea venitului de bază) cu veniturile reconstituite.
Articolul 112
În situația în care veniturile reconstituite depășesc costurile actuale ale operatorului pentru o perioadă echivalentă, surplusul va fi considerat ca amortizare accelerată, iar în situația inversă, deficitul va fi considerat amortizare nerealizată. Diferența rezultată se alocă proporțional imobilizărilor corporale și necorporale reglementate, la valoarea contabilă netă a acestora.
Articolul 113
Principiile metodei RAB(0) implicit sunt:
a) oricărui tarif reglementat îi corespunde un anumit nivel al RAB;
b) tarifele reglementate sunt justificate și acoperă cheltuielile operaționale (OPEX), amortizarea și cheltuielile de capital (CAPEX);
c) tratament neutru față de companii, nici un operator nu câștigă și nici unul nu pierde venituri față de situația anterioară aplicării prezentei metodologii;
d) diferențierea tarifelor reglementate pe operatori, în funcție de un nivel rezonabil al acestora, determinat de comun acord de ANRGN și fiecare dintre operatori, având în vedere tarifele curente și cele estimate pentru viitor.
Articolul 114
Metoda constă în:
a) determinarea de către ANRGN, de comun acord cu operatorul, a unui nivel rezonabil al tarifelor pentru activitatea reglementată pentru anul de bază al primei perioade de reglementare;
b) determinarea costurilor operaționale (OPEX) ale activității reglementate pentru anul de bază al primei perioade de reglementare;
c) calculul costului mediu ponderat al capitalului (WACC), pentru prima perioadă de reglementare;
d) durata medie rămasă de amortizare a imobilizărilor corporale și necorporale reglementate.
Articolul 115
Formulele de calcul sunt următoarele: VB(0) - OPEX(0) RAB(0) = ──────────────, 1 RoR + ──── n(0) unde: RAB(0) - valoarea implicită a RAB, reflectată în tarif; VB(0) - venitul de bază, determinat pentru primul an al perioadei de reglementare; OPEX(0) - valoarea cheltuielilor de exploatare; RoR - rata reglementată a rentabilității, stabilită de ANRGN pentru fiecare activitate reglementată, la începutul primei perioade de reglementare; n(0) - durata tehnică și economică rămasă pentru amortizarea reglementată a imobilizărilor corporale și necorporale care constituie RAB(0) la începutul primei perioade de reglementare; și VB(0) = Q x T, unde: Q - cantitatea pentru care se aplică tariful reglementat; T - tariful determinat de ANRGN, de comun acord cu operatorul, pentru anul de bază al primei perioade de reglementare.
Valoarea RAB(0) implicit reflectată în tarif, determinată conform metodei prezentate, se alocă imobilizărilor corporale și necorporale reglementate, proporțional cu valoarea contabilă netă a acestora.
Articolul 116
Pentru următoarele perioade de reglementare, determinarea valorii RABn(0), utilizată la calculul venitului de bază, se face cu următoarea formulă:
RABn(0) = RABn-1(0) x (1RIc ) -ΣDn-1 + ΣINVn-1 + Delta(clpn),
unde:
RABn(0) - valoarea RAB(0) pentru perioada de reglementare "n";
RABn-1(0) - valoarea RAB(0) pentru perioada de reglementare "n-1";
RI(c) - rata cumulată a inflației în perioada de reglementare "n-1";
ΣDn-1 - amortizarea reglementată cumulată în perioada de reglementare "n-1";
ΣINVn-1 - valoarea reglementată cumulată a investițiilor puse în funcțiune în perioada de reglementare "n-1", reflectată în ECR; valoarea cumulată se calculează prin însumarea valorii investițiilor anuale, actualizată cu rata cumulată a inflației, corespunzătoare anului punerii în funcțiune;
Delta(clpn) - sumele necesare pentru corectarea capitalului de lucru și a provizioanelor recunoscute de ANRGN drept costuri de capital (CAPEX).
Secțiunea 6 Amortizarea reglementată a bazei activelor reglementate (RAB)
Articolul 117
Imobilizările corporale și necorporale incluse în baza activelor reglementate se amortizează conform următoarelor reguli:
a) valoarea imobilizărilor corporale și necorporale, care se supun amortizării în regim reglementat, este cea rezultată din aplicarea metodelor de calcul al RAB;
b) metoda de amortizare utilizată este cea lineară.
Articolul 118
Amortizarea anuală considerată la fundamentarea veniturilor reglementate, denumită în continuare amortizare reglementată, se calculează astfel:
a) în cazul utilizării metodei reconstituirii valorii nete a bazei de active reglementate, prin împărțirea valorii astfel rezultate pentru fiecare categorie de imobilizări la durata tehnică și economică de viață rămasă aferentă;
b) în cazul utilizării metodei RAB(0) implicit, prin împărțirea valorii astfel rezultate pentru fiecare categorie de imobilizări la durata tehnică și economică rămasă - n(0), utilizată în formula descrisă la art. 118 alin. (1). Valoarea n(0) este unică pentru toate imobilizările existente la data determinării RAB(0) implicit;
c) pentru imobilizările corporale și necorporale puse în funcțiune după începutul primei perioade de reglementare, prin împărțirea valorii reglementate a acestora la duratele reglementate de amortizare.
Duratele reglementate de amortizare a imobilizărilor corporale și necorporale puse în funcțiune după începerea primei perioade de reglementare, precum și durata tehnică și economică rămasă - n(o) pentru calculul amortizării reglementate pentru imobilizările corporale și necorporale incluse în valoarea RAB(o) implicit vor fi făcute publice de către ANRGN în termen de două luni de la aprobarea prezentelor criterii și metode.
Capitolul VII Rata reglementată a rentabilității capitalului
Articolul 119
Rata reglementată a rentabilității (RoR) se determină pentru fiecare activitate și perioadă de reglementare și reflectă costurile de capital implicate de realizarea activității reglementate într-o manieră prudentă, având în vedere condițiile curente ale pieței de capital.
Articolul 120
Rata reglementată a rentabilității (RoR) este stabilită în termeni reali, înainte de impozitul pe profit. Calculul acesteia pornește de la costul mediu ponderat al capitalului (WACC), determinat în termeni nominali, după impozitul pe profit.
Formula utilizată de ANRGN, prin care WACC (calculat în termeni nominali, după impozitul pe profit) este transformat în RoR (stabilit în termeni reali, înainte de impozitare), asigură recuperarea integrală a capitalului investit.
Articolul 121
Formula de calcul al costului mediu ponderat al capitalului (WACC) este următoarea: D D WACC = ──── x C(d) x (1-TP) + (1- ────) x C(cp), CP+D CP+D unde: D/(CP+D) - ponderea estimată a datoriilor în structura financiară; D - datoriile purtătoare de dobânzi, majorări de întârziere, penalități sau altele asemenea, la valoarea de piață; CP - capitalul propriu, estimat la valoarea de piață; C(d) - costul datoriilor, estimat în termeni nominali, înainte de impozitare; C(cp) - costul capitalului propriu, estimat în termeni nominali, după impozitare; TP - rata estimată a impozitului pe profit pentru activitatea reglementată.
Articolul 122
WACC se determină pentru fiecare activitate reglementată și reflectă costul acestuia pentru un operator de referință, care desfășoară exclusiv activitatea reglementată, în condițiile de piață și de reglementare existente în România.
Articolul 123
Estimarea structurii financiare a operatorului de referință are în vedere structura financiară a companiilor existente pe piața gazelor naturale, care desfășoară activități similare, și optimizarea acestei structuri pentru a reduce costurile de capital.
La estimarea structurii financiare a operatorului de referință sunt analizate structuri financiare ale unor companii străine, utilizate drept comparatori, care îndeplinesc următoarele condiții:
- sunt cotate public;
- au activitatea reglementată ca activitate principală;
- funcționează într-un sistem de reglementare asemănător celui românesc.
Articolul 124
Costul datoriei pentru perioada de reglementare, estimat în termeni nominali, înainte de impozitare, reflectă câștigurile generate de investițiile în activele fără risc și primele de risc specifice activității reglementate, observate la comparatori. Pentru calculul costului datoriei sunt considerate active fără risc obligațiunile emise de statul român pe piețele de capital.
Costul capitalului propriu pentru perioada de reglementare, estimat în termeni nominali, după impozitare, se determină utilizându-se modelul de calcul al rentabilității unui activ pe piața de capital (CAPM). Costul capitalului propriu reflectă câștigurile generate de investițiile în activele fără risc, tranzacționate pe piețele de capital, precum și primele de risc specifice pieței românești.
Articolul 125
Formulele de calcul și de echivalare, companiile și piețele utilizate drept comparatori, activele fără risc considerate în determinarea WACC se fac publice de către ANRGN cu cel puțin 9 luni înaintea fiecărei perioade de reglementare.
În cazul companiilor care desfășoară activități reglementate la data intrării în vigoare a prezentelor criterii și metode, elementele menționate la alin. (1) vor fi făcute publice până la data de 15 februarie 2004.
Capitolul VIII Factori de ajustare a veniturilor reglementate
Articolul 126
Formulele de ajustare a veniturilor reglementate, prezentate distinct pentru fiecare activitate reglementată, conțin factori comuni și factori specifici activităților reglementate, după cum urmează:
1. factorii comuni:
a) rata inflației - RI;
b) rata de creștere a eficienței activității reglementate - Xt,ds,d,fr;
c) costuri neprevăzute la estimarea veniturilor de bază, determinate de factori imprevizibili, externi și în afara controlului operatorului - CEt,ds,d,fr;
d) modificarea costurilor preluate direct în veniturile de bază, determinate de factori externi și în afara controlului operatorului - DeltaCSt,ds,d,fr;
2. factorii specifici:
a) cantitatea totală de gaze naturale transportată, în cazul venitului reglementat total pentru activitatea de transport;
b) cantitatea totală de gaze naturale înmagazinată, în cazul venitului reglementat total pentru activitatea de înmagazinare subterană;
c) elementele generatoare de costuri - EGCd,fr - în cazul venitului reglementat unitar pentru activitățile de distribuție și de furnizare reglementată.
Rata de creștere a eficienței activității reglementate - Xt,ds,d,fr
Articolul 127
Rata de creștere a eficienței activității reglementate reflectă estimările ANRGN privind îmbunătățirea performanțelor economice ale operatorilor pe parcursul timpului. Termenul X al formulelor de ajustare reflectă rata anuală estimată a creșterii eficienței activității reglementate și asigură o cedare a sporurilor de eficiență economică realizate de fiecare operator către consumatori.
Rata de creștere a eficienței activității reglementate se determină la începutul fiecărei perioade de reglementare, pentru fiecare activitate reglementată și pentru fiecare operator. Pe parcursul perioadei de reglementare aceasta rămâne nemodificată.
Articolul 128
Câștigurile de eficiență economică ale activității reglementate se determină individualizat la nivelul fiecărui operator, utilizându-se metodele descrise în continuare:
a) extrapolarea ratei de creștere a eficienței economice obținute pe seama productivității realizate pe termen lung în sector, la care se adaugă un factor de elasticitate ce reflectă situația specifică a fiecărui operator;
b) analiza tehnică detaliată a costurilor de operare și de capital estimate ale operatorilor, care să evidențieze economiile suplimentare de costuri ce pot fi obținute de operator.
La stabilirea ratei de creștere a eficienței activității reglementate - X, pentru fiecare operator, se au în vedere:
a) câștigurile de eficiență economică puse în evidență prin metodele prezentate și determinate de creșterea performanțelor managementului operatorului;
b) rata de creștere a eficienței economice la nivelul industriei de profil și al economiei naționale;
c) reținerea integrală de către operator a câștigurilor de eficiență economică din investiții.
Articolul 129
În prima perioadă de reglementare rata de creștere a eficienței activității reglementate este zero pentru toate activitățile și toți operatorii.
Rata inflației
Articolul 130
Rata inflației, considerată la ajustarea veniturilor reglementate, este cea estimată la fundamentarea bugetului de stat pentru anul din perioada de reglementare pentru care se ajustează venitul reglementat.
Diferențele de venituri înregistrate datorită variației ratei inflației față de nivelul considerat se includ în formulele de ajustare a veniturilor reglementate în componenta - CEt,ds,d,fr.
Costurile neprevăzute - CEt,ds,d,fr
Articolul 131
Costurile neprevăzute la estimarea veniturilor de bază, determinate de factori imprevizibili, externi și în afara controlului operatorului, includ costurile generate de evenimente imprevizibile (de exemplu: forța majoră, noi taxe și/sau impozite, altele asemenea).
Costurile neprevăzute se analizează caz cu caz și se recuperează prin veniturile reglementate în următorul an de reglementare, prin componenta - CEt,ds,d,fr, conform formulei:
CEt,ds,d,fr(i) = (1 + RoR) x CEt,ds,d,fr(i-1)
În situația în care costurile neprevăzute induc creșteri semnificative în nivelul veniturilor reglementate, ANRGN poate decide eșalonarea recuperării lor pe mai mult de un an, cu indexarea anuală a sumelor nerecuperate.
Modificarea costurilor preluate direct - DeltaCSt,ds,d,fr
Articolul 132
Costurile preluate direct reprezintă costuri pe care operatorul nu le poate controla, dar pe care este necesar să le realizeze pentru desfășurarea activității reglementate. Aceste costuri se identifică la fundamentarea venitului de bază și se includ integral în acesta.
Sunt considerate costuri preluate direct cheltuielile de natura taxelor, impozitelor, taxele de licență, altele asemenea, precum și cheltuielile cu serviciile reglementate pe care operatorii le realizează în desfășurarea activității pentru care se determină venitul de bază.
Diferențele dintre costurile preluate direct efectiv realizate și cele estimate la fundamentarea venitului de bază se includ în componenta de modificare a costurilor preluate direct - DeltaCSt,ds,d,fr și se recuperează prin veniturile reglementate în anul următor, conform formulei:
DeltaCSt,ds,d,fr(i-1) = (1 + RoR) x [CSt,ds,d,fr(i-1) - CSt,ds,d,fr (realizat)]
Elementele generatoare de costuri - EGCd,fr
Articolul 133
Elementele generatoare de costuri - EGCd,fr reprezintă factorii externi operatorilor care, prin evoluția lor, determină variații ale costurilor acestora, existând o legătură de cauzalitate directă, continuă și constantă între evoluția lor și a costurilor operatorilor.
Articolul 134
Elementele generatoare de costuri se utilizează pentru actualizarea veniturilor reglementate unitare, includerea lor în formulele de ajustare fiind condiționată de îndeplinirea următoarelor cerințe:
a) să nu fie sub controlul operatorilor;
b) să fie ușor identificabile și măsurabile;
c) să reflecte un grad ridicat de generalitate la nivelul activității reglementate pentru care sunt utilizate;
d) să existe o relație obiectivă de cauzalitate față de costurile fundamentale.
Identificarea elementelor generatoare de costuri și cuantificarea influenței fiecăruia dintre acestea în costurile operatorilor se fac pe baze statistice și se reflectă într-o formulă de ponderare.
Formula se stabilește la începutul fiecărei perioade de reglementare, pentru fiecare activitate reglementată și pentru fiecare operator.
Capitolul IX Facturarea
Secțiunea 1 Activitatea de transport
Articolul 135
Contravaloarea serviciilor de transport prestate unui utilizator al sistemului de transport se facturează lunar și se determină cu următoarea formulă:
VTt = RC(ti) x CR(ti) x n(hi) + RC(te) x CR(te) x n(he) + V(t) x Q,
unde:
VT(t) - valoarea totală a facturii, exclusiv T.V.A., reprezentând contravaloarea serviciului de transport, exprimată în lei;
RC(ti) - componenta fixă pentru rezervarea capacității în punctul de intrare tarifat, exprimată în lei/1.000 mc/h;
CR(ti) - capacitatea rezervată în punctul de intrare tarifat, exprimată în 1.000 mc/h;
n(hi) - numărul de ore din perioada de facturare, pentru care este rezervată capacitatea în punctul de intrare tarifat;
RC(te) - componenta fixă pentru rezervarea capacității în punctul de ieșire tarifat, exprimată în lei/1.000 mc/h;
CR(te) - capacitatea rezervată în punctul de ieșire tarifat, exprimată în 1.000 mc/h;
n(he) - numărul de ore din perioada de facturare, pentru care este rezervată capacitatea în punctul de ieșire tarifat;
V(t) - componenta volumetrică pentru utilizarea sistemului de transport, exprimată în lei/1.000 mc;
Q - cantitatea transportată în perioada de facturare, exprimată în 1.000 mc.
Articolul 136
În situația în care utilizatorul sistemului care a rezervat capacitate în punctul de intrare tarifat este diferit de utilizatorul sistemului care a rezervat capacitate în punctul de ieșire tarifat, facturarea contravalorii serviciilor de transport se realizează astfel:
1. pentru utilizatorul sistemului care a rezervat capacitate în punctul de intrare tarifat:
VTt(i) = RC(ti) x CR(ti) x n(hi) + V(t) x Q,
unde:
VTt(i) - valoarea totală a facturii, exclusiv T.V.A., reprezentând contravaloarea serviciului de transport, exprimată în lei;
RC(ti) - componenta fixă pentru rezervarea capacității în punctul de intrare tarifat, exprimată în lei/1.000 mc/h;
CR(ti) - capacitatea rezervată în punctul de intrare tarifat, exprimată în 1.000 mc/h;
n(hi) - numărul de ore din perioada de facturare, pentru care este rezervată capacitatea în punctul de intrare tarifat;
V(t) - componenta volumetrică pentru utilizarea sistemului de transport, exprimată în lei/1.000 mc;
Q - cantitatea injectată în sistemul de transport, în perioada de facturare, exprimată în 1.000 mc;
2. pentru utilizatorul sistemului care a rezervat capacitate în punctul de ieșire tarifat;
VTt(e) = RC(te) x CR(te) x n(he),
unde:
VTt(e) - valoarea totală a facturii, exclusiv T.V.A., reprezentând contravaloarea serviciului de transport, exprimată în lei;
RC(te) - componenta fixă pentru rezervarea capacității în punctul de ieșire tarifat, exprimată în lei/1.000 mc/h;
CR(te) - capacitatea rezervată în punctul de ieșire tarifat, exprimată în 1.000 mc/h;
n(he) - numărul de ore din perioada de facturare, pentru care este rezervată capacitatea în punctul de ieșire tarifat.
Operatorul sistemului de transport este obligat să asigure egalitatea de mai jos, fără a avea dreptul de a compensa reciproc cei doi termeni ai sumei:
VTt = VTt(i) + VTt(e)
Articolul 137
Pentru prima perioadă de reglementare, contravaloarea serviciilor de transport prestate unui utilizator al sistemului de transport se facturează lunar și se determină cu următoarea formulă:
VTt = RC(t) x CR(t) x n(h) + V(t) x Q,
unde:
VTt - valoarea totală a facturii, exclusiv T.V.A., reprezentând contravaloarea serviciului de transport, exprimată în lei;
RC(t) - componenta fixă pentru rezervarea capacității, exprimată în lei/1.000 mc/h;
CR(t) - capacitatea rezervată, exprimată în 1.000 mc/h;
n(h) - numărul de ore din perioada de facturare, pentru care se rezervă capacitatea;
V(t) - componenta volumetrică pentru utilizarea sistemului de transport, exprimată în lei/1.000 mc;
Q - cantitatea transportată în perioada de facturare, exprimată în 1.000 mc.
Secțiunea 2 Activitatea de înmagazinare
Articolul 138
Contravaloarea serviciilor de înmagazinare prestate unui utilizator al capacității de înmagazinare subterană, pentru un ciclu complet de înmagazinare, se determină cu următoarea formulă:
VTds = RC(ds) x CR(ds) + I(ds) x Q(i) + E(ds) x Q(e),
unde:
VTds - valoarea totală a facturii, exclusiv T.V.A., reprezentând contravaloarea serviciului de înmagazinare, exprimată în lei;
RC(ds) - componenta fixă pentru rezervarea capacității în depozitul subteran, exprimată în lei/1.000 mc/ciclul complet de înmagazinare;
CR(tp) - capacitatea rezervată în depozitul subteran, exprimată în 1.000 mc/ciclul complet de înmagazinare;
I(ds) - componenta volumetrică pentru injecția gazelor naturale în depozitul subteran, exprimată în lei/1.000 mc;
Q(i) - cantitatea de gaze naturale injectată în depozitul subteran, exprimată în 1.000 mc;
E(ds) - componenta volumetrică pentru extracția gazelor naturale din depozitul subteran, exprimată în lei/1.000 mc;
Q(e) - cantitatea de gaze naturale extrasă din depozitul subteran, exprimată în 1.000 mc.
Facturarea lunară a contravalorii serviciilor de înmagazinare subterană se determină astfel: RC(ds) x CR(ds) VTds(l) = ─────────────── x n(luna) + I(ds) x Q(i) + E(ds) x Q(e), n(ctr) unde: VTds(l) - valoarea totală lunară a facturii, exclusiv T.V.A., exprimată în lei; RC(ds) - componenta fixă pentru rezervarea capacității în depozitul subteran, exprimată în lei/1.000 mc/ciclul complet de înmagazinare; CR(ds) - capacitatea rezervată în depozitul subteran, exprimată în 1.000 mc/ciclul complet de înmagazinare; n(ctr) - numărul de zile calendaristice dintre intrarea în vigoare a contractului de înmagazinare și data de finalizare a acestuia; n(luna) - numărul de zile calendaristice din lună, respectiv numărul de zile rămase din luna în care contractul de înmagazinare subterană intră în vigoare sau numărul de zile din luna în care contractul de înmagazinare subterană expiră; I(ds) - componenta volumetrică pentru injecția gazelor naturale în depozitul subteran, exprimată în lei/1.000 mc; Q(i) - cantitatea de gaze naturale injectată în depozitul subteran, în luna respectivă, exprimată în 1.000 mc. E(ds) - componenta volumetrică pentru extracția gazelor naturale din depozitul subteran, exprimată în lei/1.000 mc; Q(e) - cantitatea de gaze naturale extrasă din depozitul subteran, în luna respectivă, exprimată în 1.000 mc.
Articolul 139
În situația în care, la finele ciclului de înmagazinare, în depozitul subteran rămân cantități de gaze naturale, altele decât perna de gaze a depozitului, proprietarul acestor cantități este obligat să achite operatorului depozitului contravaloarea rezervării de capacitate pentru noul ciclu de înmagazinare, corespunzător cantităților rămase în depozitul subteran.
Pentru cantitățile de gaze naturale rămase în depozit nu se percepe tarif de injecție, tariful pentru extracția gazelor naturale fiind facturat după scoaterea acestora din depozitul subteran.
Secțiunea 3 Activitatea de distribuție
Articolul 140
Contravaloarea serviciilor de distribuție prestate pentru un utilizator al sistemului de distribuție se facturează lunar și se determină cu următoarea formulă:
VTd = RC(d) x CR(d) x h + V(d) x Q,
unde:
VTt - valoarea totală a facturii, exclusiv T.V.A., reprezentând contravaloarea serviciului de distribuție, exprimată în lei;
RC(d) - componenta fixă pentru rezervarea capacității de distribuție, exprimată în lei/mc/h;
CR(d) - capacitatea rezervată, exprimată în mc/h;
h - numărul de ore din perioada de facturare, pentru care se rezervă capacitatea;
V(d) - componenta volumetrică pentru utilizarea sistemului de distribuție, exprimată în lei/1.000 mc;
Q - cantitatea distribuită, exprimată în 1.000 mc.
Secțiunea 4 Activitatea de furnizare reglementată
Articolul 141
Contravaloarea serviciilor de furnizare reglementată prestate unui consumator final se facturează lunar și se determină cu următoarea formulă:
VTf = Ab x n + V(f) x Q,
unde:
VTf - valoarea totală a facturii, exclusiv T.V.A., reprezentând contravaloarea serviciului de furnizare reglementată, exprimată în lei;
Ab - abonament zilnic, exprimat în lei/zi;
n - numărul de zile calendaristice din perioada de facturare;
V(f) - componenta volumetrică pentru consumul de gaze naturale, exprimată în lei/1.000 mc;
Q - cantitatea furnizată, exprimată în 1.000 mc.
Capitolul X Procedura de stabilire a venitului de bază, a venitului reglementat, de aprobare a prețurilor și de stabilire a tarifelor reglementate
Articolul 142
Venitul de bază, respectiv venitul reglementat pe parcursul perioadelor de reglementare, se aprobă prin ordin al președintelui ANRGN, concomitent cu aprobarea prețurilor și/sau stabilirea tarifelor reglementate, pentru fiecare operator care desfășoară activități reglementate.
Secțiunea 1 Procedura de stabilire a venitului de bază
Articolul 143
Operatorii licențiați care desfășoară activități reglementate înaintează ANRGN fundamentările privind stabilirea venitului de bază cu cel puțin 180 de zile înaintea începerii perioadei de reglementare.
Fundamentările privind stabilirea venitului de bază vor fi însoțite de:
a) toate datele și informațiile necesare pentru susținerea elementelor de fundamentare;
b) evidențele contabile reglementate (ECRT), pentru ultimul an de activitate, anterior perioadei de reglementare pentru care se fundamentează venitul de bază, cu excepția operatorilor nou-licențiați;
c) propunerile privind rata de creștere a eficienței economice a activității reglementate pentru perioada de reglementare și formula de ajustare a veniturilor reglementate unitare pe baza elementelor generatoare de costuri;
d) propunerile de prețuri și/sau tarife reglementate.
Articolul 144
Pe baza fundamentărilor și a propunerilor înaintate și a analizei efectuate împreună cu operatorul, departamentele de specialitate din cadrul ANRGN elaborează un raport cuprinzând propunerile pentru stabilirea:
a) venitului de bază;
b) ratei de creștere a eficienței economice a activității reglementate;
c) formulei de ajustare a veniturilor reglementate unitare pe baza elementelor generatoare de costuri pentru perioada de reglementare;
d) prețurilor și/sau tarifelor reglementate.
Articolul 145
Raportul prevăzut la art. 144 se prezintă în Consiliul consultativ al ANRGN cu cel puțin 60 de zile anterior perioadelor de reglementare.
Articolul 146
În termen de 7 zile calendaristice de la primirea raportului, Consiliul consultativ al ANRGN își exprimă punctele de vedere privind acceptarea sau contestarea acestuia, împreună cu motivarea punctului de vedere.
În cazul în care membrii Consiliului consultativ al ANRGN nu își prezintă punctele de vedere în termenul prevăzut la alin. (1), raportul se consideră acceptat.
Articolul 147
În cel mult 10 zile de la împlinirea termenului prevăzut la art. 146 alin. (1), departamentele de specialitate înaintează Comitetului de reglementare următoarele:
1. raportul cuprinzând propunerile pentru stabilirea:
a) venitului de bază;
b) ratei de creștere a eficienței economice a activității reglementate;
c) formulei de ajustare a veniturilor reglementate unitare pe baza elementelor generatoare de costuri pentru perioada de reglementare;
d) prețurilor și/sau tarifelor reglementate;
2. punctele de vedere exprimate de Consiliul consultativ al ANRGN.
Articolul 148
Pe baza aprobării de către Comitetul de reglementare a raportului prevăzut la art. 147 pct. 1, președintele ANRGN emite ordinul privind:
a) stabilirea venitului de bază;
b) stabilirea ratei de creștere a eficienței economice a activității reglementate;
c) aprobarea formulei de ajustare a veniturilor reglementate unitare pe baza elementelor generatoare de costuri pentru perioada de reglementare;
d) aprobarea prețurilor și/sau stabilirea tarifelor reglementate corespunzătoare venitului de bază.
Ordinul președintelui ANRGN prevăzut la alin. (1) se publică în Monitorul Oficial al României, Partea I, cu cel puțin 15 zile anterior perioadelor de reglementare și se comunică operatorului interesat, în termen de 3 zile de la data emiterii.
Articolul 149
În situația în care Comitetul de reglementare respinge, în tot sau în parte, raportul privind propunerile de stabilire a venitului de bază, a ratei de creștere a eficienței economice a activității reglementate și a formulei de ajustare a veniturilor reglementate unitare pe baza elementelor generatoare de costuri pentru perioada de reglementare, în termen de cel mult 6 luni este elaborat un nou raport.
Membrii Comitetului de reglementare au obligația de a justifica respingerea raportului.
Până la aprobarea noului venit de bază, venitul reglementat și prețurile și/sau tarifele reglementate în vigoare rămân nemodificate, eventualele venituri nerealizate din această cauză urmând a fi recunoscute o dată cu aprobarea noului venit de bază.
Secțiunea 2 Procedura de ajustare a veniturilor reglementate
Articolul 150
Ajustarea veniturilor reglementate se realizează de către ANRGN pe baza formulelor din prezentele criterii și metode și a parametrilor stabiliți prin ordinul președintelui ANRGN.
Articolul 151
Solicitările operatorilor pentru ajustarea venitului reglementat aferent unei activități reglementate, motivate prin apariția unor costuri neprevăzute sau modificarea unor costuri preluate direct, se înaintează ANRGN cu cel puțin 90 de zile anterior începerii anului din perioada de reglementare, pentru care se stabilesc aceste venituri.
Solicitările se înaintează împreună cu justificările detaliate.
Articolul 152
În situația în care astfel de elemente de costuri apar ulterior intervalului de timp menționat la art. 151 alin. (1) sau nu sunt solicitate, cheltuielile vor fi actualizate cu rata inflației și vor fi recunoscute o dată cu următoarea ajustare a venitului reglementat, respectiv la următoarea stabilire a venitului de bază.
Nu pot fi înaintate solicitări pentru ajustarea venitului reglementat, motivate prin apariția unor costuri neprevăzute sau modificarea unor costuri preluate direct, dacă între momentul înaintării solicitării și momentul apariției sau modificării acestor costuri a trecut o perioadă de peste 3 ani.
Articolul 153
Raportul departamentelor de specialitate ANRGN privind propunerile de ajustare a venitului reglementat, precum și propunerile de prețuri și/sau tarife reglementate corespunzătoare se înaintează Comitetului de reglementare cu cel puțin 45 de zile anterior începerii anului din perioada de reglementare, pentru care se stabilește venitul reglementat.
Articolul 154
Pe baza aprobării de către Comitetul de reglementare a raportului prevăzut la art. 153, președintele ANRGN emite ordinul privind:
a) stabilirea venitului de bază;
b) aprobarea prețurilor și/sau stabilirea tarifelor reglementate corespunzătoare venitului de bază.
Ordinul președintelui ANRGN prevăzut la alin. (1) se publică în Monitorul Oficial al României, Partea I, cu cel puțin 15 zile anterior perioadelor de reglementare și se comunică operatorului interesat, în termen de 3 zile de la data emiterii.
Articolul 155
În situația în care Comitetul de reglementare respinge, în tot sau în parte, raportul privind propunerile de ajustare a venitului reglementat, se elaborează un nou raport în termen de cel mult o lună.
Membrii Comitetului de reglementare au obligația de a justifica respingerea raportului.
Până la stabilirea noului venit reglementat, venitul reglementat și prețurile și/sau tarifele reglementate în vigoare rămân nemodificate, eventualele venituri nerealizate din această cauză urmând a fi recunoscute o dată cu aprobarea noului venit reglementat.
Capitolul XI Dispoziții finale
Articolul 156
Categoriile de consumatori pentru care se stabilesc diferențiat prețurile finale reglementate și tarifele de distribuție sunt prevăzute în anexa nr. 1 care face parte integrantă din prezentele criterii și metode.
Articolul 157
Termenii utilizați sunt prezentați în anexa nr. 2 care face parte integrantă din prezentele criterii și metode.
Articolul 158
Activitățile privind racordarea, branșarea și debranșarea consumatorilor, precum și construcția instalațiilor de racordare la sistemul de transport și a branșamentelor nu fac obiectul prezentelor criterii și metode. Reglementarea acestora, inclusiv tarifele privind realizarea acestor lucrări, sunt reglementate prin regulamentele specifice privind accesul la sisteme.
Anexa 1 -------
la criterii și metode
---------------------
CATEGORIILE
de consumatori pentru care se stabilesc diferențiat
prețurile finale reglementate și tarifele de distribuție
A. Consumatori finali conectați direct la sistemul de transport:
A.1. consumatori finali cu un consum anual de până la 124.000 mc;
A.2. consumatori finali cu un consum anual între 124.000 mc și 1.240.000 mc;
A.3. consumatori finali cu un consum anual între 1.240.000 mc și 12.400.000 mc;
A.4. consumatori finali cu un consum anual între 12.400.000 mc și 124.000.000 mc;
A.5. consumatori finali cu un consum anual de peste 124.000.000 mc.
B. Consumatori finali conectați în sistemul de distribuție:
B.1. consumatori finali cu un consum anual de până la 2.400 mc;
B.2. consumatori finali cu un consum anual între 2.400 mc și 12.400 mc;
B.3. consumatori finali cu un consum anual între 12.400 mc și 124.000 mc;
B.4. consumatori finali cu un consum anual între 124.000 mc și 1.240.000 mc;
B.5. consumatori finali cu un consum anual între 1.240.000 mc și 12.400.000 mc;
B.6. consumatori finali cu un consum anual de peste 12.400.000 mc.
Anexa 2 -------
la criterii și metode
---------------------
TERMENI UTILIZAȚI
An al perioadei de reglementare
-
o perioadă continuă de 12 luni calendaristice, măsurate pe parcursul perioadei de reglementare. Primul an al perioadei de reglementare începe în prima zi a perioadei de reglementare.
Cantitate distribuită
-
cantitatea totală de gaze naturale vehiculate printr-un sistem de distribuție, măsurată la consumatori și/sau la sistemele de distribuție conectate.
Cantitate furnizată
-
cantitatea totală de gaze naturale comercializată către consumatorii finali în baza unor contracte de furnizare.
Capacitate de transport, de distribuție sau de înmagazinare
-
cantitatea de gaze naturale, măsurată în condiții standard de presiune și temperatură, ce poate fi injectată, respectiv livrată prin punctele de delimitare ale unui sistem de transport sau de distribuție ori care poate fi stocată într-un sistem de înmagazinare, în condiții de siguranță tehnică și eficiență economică, într-un interval de timp determinat.
Capacitate rezervată
-
capacitatea pe care operatorul sistemului se obligă să o aibă în orice moment disponibilă pentru utilizator sau consumatorul final, într-un punct de delimitare al sistemului, respectiv într-un depozit subteran, în conformitate cu prevederile contractului încheiat, exprimată în:
-
1.000 m3/h pentru sistemul de transport;
-
un m3/h pentru sistemul de distribuție;
-
1.000 m3/ciclu complet de înmagazinare pentru depozitul subteran.
Capacitate utilizabilă
-
capacitatea de transport, de distribuție sau a depozitului subteran, pe care operatorul sistemului o poate pune la dispoziție utilizatorilor sau consumatorilor finali, determinată în condițiile reglementărilor specifice.
Capitalul de lucru
-
suma necesară unui operator pentru asigurarea autofinanțării activității pentru o perioadă de 30 de zile calendaristice.
Caracteristici tehnice
-
totalitatea datelor și elementelor de natură tehnică, specifice unui obiectiv din sectorul gazelor naturale.
Ciclu complet de înmagazinare
-
perioada calendaristică continuă, care acoperă succesiv ciclul de injecție și ciclul de extracție al gazelor naturale dintr-un depozit subteran.
Ciclu de injecție
-
perioada calendaristică prevăzută pentru injecția gazelor naturale într-un depozit subteran.
Ciclu de extracție
-
perioada calendaristică prevăzută pentru extracția gazelor naturale dintr-un depozit subteran.
Consumator final
-
persoana fizică sau juridică, română ori străină, care achiziționează gazele naturale pentru uzul propriu.
Contract-cadru de furnizare a gazelor naturale
-
contract-cadru aprobat de ANRGN, care are ca obiect furnizarea gazelor naturale către consumatorul final, pentru un anumit loc de consum, cu stipularea obligatorie a condițiilor de furnizare și de utilizare a gazelor naturale, a prețului reglementat și a modalităților de plată, precum și a celorlalte clauze specifice.
Depozit subteran de înmagazinare
-
zăcământ sau parte dintr-un zăcământ etanș depletat, acvifer sau salifer, în care se pot stoca temporar gaze naturale sub presiune, la volume programate, în ciclul de injecție și, respectiv, din care se pot extrage aceste cantități de gaze naturale în ciclul de extracție.
Furnizor
-
titularul unei licențe de furnizare.
Furnizarea reglementată
-
comercializarea gazelor naturale către consumatorul final în baza unui contract de furnizare și la preț reglementat.
Instalație de racordare la sistemul de transport
-
instalație realizată între punctul de racordare la sistemul de transport și punctul de delimitare; instalațiile de racordare pot fi:
-
instalație de racordare la intrare în sistemul de transport: instalație realizată între punctul de delimitare dintre producător/furnizor și operatorul sistemului de transport și punctul de racordare la sistemul de transport;
-
instalație de racordare la ieșirea din sistemul de transport: instalație realizată între punctul de racordare la sistemul de transport și punctul de delimitare dintre operatorul sistemului de transport și consumator/distribuitor.
Operator
-
titular al unei licențe de transport, de înmagazinare, de distribuție sau de furnizare, după caz.
Perna de gaze
-
cantitatea totală de gaze naturale ce trebuie menținută într-un depozit subteran, necesară pentru asigurarea operării acestuia pe întreaga durată de funcționare normală a depozitului.
Punct de delimitare în sistemul de transport
-
loc în care instalațiile utilizatorului se delimitează ca proprietate de instalațiile operatorului sistemului de transport:
a)
pentru punctele de injecție în sistemul de transport delimitarea se face:
-
în cazul gazelor naturale din producția internă, la robinetul de ieșire din stația/panoul de măsurare al producătorului;
-
în cazul gazelor naturale din depozitele subterane, la robinetul de ieșire din stația/panoul de măsurare al operatorului de înmagazinare;
-
în cazul gazelor naturale din import, în locul în care acestea sunt tratate și măsurate pentru injecția în sistemul de transport;
b)
pentru punctele de ieșire din sistemul de transport, delimitarea se face:
-
la robinetul de ieșire din stația de reglare-măsurare-predare la consumator/operator de distribuție;
-
la locul în care gazele naturale sunt tratate și măsurate pentru a se exporta;
Punct de delimitare în sistemul de distribuție
Loc în care instalațiile utilizatorului se delimitează ca proprietate de instalațiile operatorului sistemului de distribuție.
Racordarea la sistemul de transport
-
ansamblul activităților necesare pentru realizarea instalației de racordare pentru injecția gazelor naturale în sistemul de transport și/sau pentru injecția/extracția în/din depozite subterane și/sau pentru alimentarea unui consumator/sistem de distribuție a gazelor naturale din sistemul de transport.
Sistem de distribuție
-
ansamblul compus din conducte, instalații de reglare-măsurare, aparate și accesorii, situate între stațiile de predare și robinetele de branșament ale consumatorilor racordați la rețeaua de presiune joasă, respectiv până la ieșirea din stațiile/posturile de reglare de la consumatorul racordat la rețeaua de presiune redusă.
Sistem omogen de distribuție
-
un sistem sau grup de sisteme de distribuție învecinate și/sau operate de un singur operator, cu caracteristici tehnice și de operare similare.
Sistem de înmagazinare
-
totalitatea instalațiilor tehnologice de suprafață și/sau subterane, precum și depozitul propriu-zis, prin intermediul cărora se pot înmagazina ciclic și, respectiv, extrage cantități de gaze naturale.
Sistem de transport
-
ansamblul de conducte magistrale, precum și toate instalațiile, echipamentele și dotările aferente, care asigură preluarea gazelor naturale extrase din perimetrele de exploatare sau a celor provenite din import și transportul acestora în regim de presiune înaltă în vederea livrării în sistemele de distribuție și/sau la consumatorii direcți și/sau înmagazinării/stocării acestora.
Titular al licenței de înmagazinare
-
persoană juridică română sau străină, autorizată și licențiată, având ca specific operarea unui sistem de înmagazinare subterană și desfășurarea de activități comerciale legate de aceasta.
Titular al licenței de distribuție
-
persoană juridică română sau străină, autorizată și licențiată, având ca specific activitatea de distribuție a gazelor naturale într-o zonă delimitată.
Titular al licenței de furnizare
-
persoană juridică română sau străină, licențiată să comercializeze gaze naturale.
Titular al licenței de transport
-
persoană juridică română sau străină, autorizată și licențiată, având ca specific operarea unui sistem de transport și desfășurarea de activități comerciale legate de aceasta.
Zestrea conductei
-
cantitatea totală de gaze naturale ce trebuie menținută într-o conductă, pentru a se asigura presiunea minimă necesară operării acesteia în condiții de siguranță, de echilibru și de calitate a serviciilor de transport.
Vârf de consum
-
o perioadă continuă de 24 de ore dintr-un an, pentru care este înregistrat cel mai mare consum de gaze naturale.
---------------
Textul este prelucrat automat din sursa indicată; numerotarea și legăturile pot conține erori. Referințele subliniate duc la actele citate, așa cum au fost identificate de noi.