Hotărâre nr. 728 din 30.10.2024

GUVERNUL REPUBLICII MOLDOVA

H O T Ă R Â R E

cu privire la aprobarea Regulamentului privind situaţiile

excepţionale în sectorul gazelor naturale şi a Planului

 de acţiuni pentru situaţii excepţionale

în sectorul gazelor naturale

nr. 728  din  30.10.2024

 (în vigoare 14.01.2025) 

Monitorul Oficial al R. Moldova nr. 522-524 art. 951 din 14.12.2024

* * *

UE

Notă: Pe tot parcursul textului anexelor, cuvintele "Inspectoratul General pentru Situaţii de Urgenţă", la orice formă gramaticală, se substituie cu cuvintele "Centrul Naţional de Management al Crizelor", la forma gramaticală corespunzătoare conform Hot.Guv. nr.346 din 24.06.2026, în vigoare 10.08.2026

În temeiul art.4 alin.(1) lit.e) şi art.103-108 din Legea nr.108/2016 cu privire la gazele naturale (Monitorul Oficial al Republicii Moldova, 2016, nr.193-203, art.415), cu modificările ulterioare, Guvernul

HOTĂRĂŞTE:

Prezenta hotărâre transpune parţial (art.1, art.2, art.3 (1)-(5), art.4 (2)-(4), art.5 (1), (2), (4)-(8), art.6, art.6c, art.7 (3)-(7), art.8 (1), (2), (4), (7)-(12), art.9 (1), (3)-(11), art.10, art.11 (1), (2), (4)-(9), art.14 (1), (3), (4), (6)-(12), art.15, anexele II, V, VI, VII şi VIII) Regulamentul (UE) 2017/1938 al Parlamentului European şi al Consiliului din 25 octombrie 2017 privind măsurile de garantare a siguranţei furnizării de gaze şi de abrogare a Regulamentului (UE) nr.994/2010, publicat în Jurnalul Oficial al Uniunii Europene L 280 din 28 octombrie 2017, în varianta adaptată şi aprobată prin Decizia Consiliului ministerial al Comunităţii Energetice nr.2022/01/MC-EnC din 30 septembrie 2022, care a încorporat modificările introduse prin Regulamentul (UE) 2022/1032 al Parlamentului European şi al Consiliului din 29 iunie 2022 de modificare a Regulamentelor (UE) 2017/1938 şi (CE) nr.715/2009 în ceea ce priveşte înmagazinarea gazelor.

1. Se aprobă:

1.1. Regulamentul privind situaţiile excepţionale în sectorul gazelor naturale, conform anexei nr.1;

1.2. Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale în sectorul gazelor naturale, conform anexei nr.2.

2. Se abrogă Hotărârea Guvernului nr.207/2019 cu privire la aprobarea Regulamentului privind situaţiile excepţionale pe piaţa gazelor naturale şi a Planului de acţiuni pentru situaţii excepţionale pe piaţa gazelor naturale (Monitorul Oficial al Republicii Moldova, 2019, nr.148-158, art.260), cu modificările ulterioare.

3. În punctul 4 din anexa nr.2 la Hotărârea Guvernului nr.1340/2001 cu privire la Comisia pentru Situaţii Excepţionale a Republicii Moldova (Monitorul Oficial al Republicii Moldova, 2001, nr.150-151, art.1387), cu modificările ulterioare, cuvintele "pe piaţa" se substituie cu cuvintele "în sectorul".

4. Controlul asupra executării prezentei hotărâri se pune în sarcina organului central de specialitate al administraţiei publice în domeniul energeticii.

Anexa nr.1

la Hotărârea Guvernului nr.728/2024

REGULAMENT

privind situaţiile excepţionale în sectorul gazelor naturale

Capitolul I

DISPOZIŢII GENERALE

Secţiunea 1

Prevederi generale

1. Regulamentul privind situaţiile excepţionale în sectorul gazelor naturale (în continuare – Regulament) stabileşte normele care vizează securitatea aprovizionării cu gaze naturale, prin asigurarea funcţionării corecte şi continue a pieţei gazelor naturale, permiţând aplicarea unor măsuri excepţionale atunci când piaţa nu mai este în măsură să asigure cantităţile de gaze naturale necesare, definind şi distribuind clar responsabilităţile între întreprinderile de gaze naturale, Guvern şi Agenţia Naţională pentru Reglementare în Energetică (în continuare –ANRE), atât cu privire la acţiunile preventive, cât şi în ceea ce priveşte reacţia la perturbările în aprovizionarea cu gaze naturale. Prezentul Regulament stabileşte, de asemenea, mecanismele transparente privind coordonarea planificării măsurilor şi reacţiilor în cazul unor situaţii de urgenţă la nivel naţional şi în alte ţări, părţi ale Comunităţii Energetice şi/sau state membre ale Uniunii Europene, în scopul prevenirii, atenuării şi gestionării crizelor de gaze naturale.

2. Prezentul Regulament are următoarele obiective de bază:

2.1. stabilirea exhaustivă a atribuţiilor autorităţilor publice şi a întreprinderilor de gaze naturale, în special cele ale operatorului sistemului de transport (în continuare – OST), precum şi coordonarea acţiunilor acestora pe durata situaţiilor excepţionale în sectorul gazelor naturale (în continuare – situaţii excepţionale);

2.2. stabilirea criteriilor de identificare a consumatorilor protejaţi;

2.3. stabilirea criteriilor de evaluare a riscurilor asociate securităţii aprovizionării cu gaze naturale;

2.4. stabilirea standardelor ce ţin de infrastructura şi de securitatea aprovizionării cu gaze naturale;

2.5. stabilirea conţinutului Planului de acţiuni pentru situaţii excepţionale în sectorul gazelor naturale (în continuare – Plan de acţiuni pentru situaţii excepţionale), compus din două părţi: Planul de acţiuni preventive şi Planul de urgenţă;

2.6. asigurarea funcţionării corecte şi continue a pieţei gazelor naturale şi punerea în aplicare a unor proceduri nediscriminatorii, transparente şi specifice pentru asigurarea securităţii aprovizionării cu gaze naturale în cazul apariţiei situaţiilor excepţionale;

2.7. crearea condiţiilor necesare pentru monitorizarea securităţii aprovizionării cu gaze naturale.

3. În sensul prezentului Regulament se aplică noţiunile definite în Legea nr.108/2016 cu privire la gazele naturale (în continuare – Legea cu privire la gazele naturale), precum şi următoarele noţiuni:

3.1. cerere de gaze naturale excepţional de mare – cerere zilnică de gaze naturale în perioada sezonului rece (din luna octombrie până în luna martie), care depăşeşte cu minimum 20 % nivelul consumului mediu zilnic înregistrat în perioadele climatice reci, constatate statistic o dată la 20 de ani;

3.2. consumatori întreruptibili – consumatorii noncasnici care nu fac parte din categoria consumatorilor protejaţi, în a căror privinţă este posibilă aplicarea măsurilor de limitare şi/sau de întrerupere a livrării gazelor naturale, în cazul unei situaţii de urgenţă constatată în conformitate cu Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale;

3.3. Grupul de coordonare privind securitatea aprovizionării cu gaze naturale din cadrul Comunităţii Energetice – grup stabilit pentru facilitarea coordonării măsurilor de securitate a aprovizionării cu gaze naturale din cadrul Comunităţii Energetice;

3.4. serviciu social esenţial – serviciu prestat pentru asistenţa medicală, asistenţa socială esenţială, de urgenţă, de securitate, pentru educaţie sau pentru administraţia publică.

Secţiunea a 2-a

Responsabilitatea pentru asigurarea securităţii

aprovizionării cu gaze naturale

4. Asigurarea securităţii aprovizionării cu gaze naturale este o responsabilitate partajată între întreprinderile de gaze naturale, Guvern, prin intermediul Comisiei Naţionale de Management al Crizelor (în continuare – Comisie), organul central de specialitate al administraţiei publice în domeniul energeticii (în continuare – organ central de specialitate) şi ANRE, conform competenţelor instituţionale şi funcţionale, care implică stabilirea, monitorizarea realizării măsurilor preventive şi de urgenţă necesare pentru prevenirea situaţiilor excepţionale, realizarea măsurilor pe parcursul situaţiilor excepţionale, precum şi pentru lichidarea consecinţelor acestora. În acest scop, Guvernul, ANRE şi OST exercită atribuţiile stabilite în Legea cu privire la gazele naturale şi promovează cooperarea bilaterală şi cea regională cu privire la asigurarea securităţii aprovizionării cu gaze naturale.

[Pct.4 modificat prin Hot.Guv. nr.346 din 24.06.2026, în vigoare 10.08.2026]

5. În Republica Moldova, autoritatea competentă responsabilă de asigurarea punerii în aplicare, de către entităţile responsabile, a măsurilor prevăzute de prezentul Regulament şi de Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale este organul central de specialitate. Atribuţia de examinare a sesizării privind apariţia unei situaţii excepţionale şi constatarea existenţei situaţiei excepţionale este delegată Comisiei, pentru realizarea acesteia în conformitate cu prevederile Legii cu privire la gazele naturale.

6. Organul central de specialitate comunică Secretariatului Comunităţii Energetice denumirea autorităţii desemnate de către Guvern în contextul punctului 5.

Secţiunea a 3-a

Atribuţiile Comisiei

7. Comisia îndeplineşte următoarele atribuţii privind asigurarea securităţii aprovizionării cu gaze naturale:

7.1. examinează sesizarea privind apariţia unei situaţii excepţionale şi constată acesteia;

7.2. preia, în cazul constatării situaţiei excepţionale, atribuţiile privind gestionarea situaţiei excepţionale şi coordonează toate acţiunile ce urmează a fi întreprinse de către întreprinderile de gaze naturale, în special de către OST, de către alţi participanţi la piaţa gazelor naturale, precum şi acţiunile ANRE, ale organelor centrale de specialitate sau ale autorităţilor administraţiei publice centrale şi locale, în conformitate cu prezentul Regulament şi cu Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale;

7.3. adoptă decizii cu privire la aplicarea unor măsuri excepţionale necesare pentru gestionarea situaţiei excepţionale, inclusiv pentru înlăturarea sau minimizarea consecinţelor situaţiei excepţionale;

7.4. adoptă decizia privind utilizarea totală sau parţială a gazelor naturale care fac obiectul stocurilor de securitate, în conformitate cu art.108¹ din Legea cu privire la gazele naturale;

7.5. adoptă decizia privind punerea în circulaţie pe piaţa gazelor naturale pe parcursul anului, parţial sau total, a cantităţii disponibile de gaze naturale care face obiectul obligaţiei de stocare, în conformitate cu art.108² şi 108³ din Legea cu privire la gazele naturale;

7.6. prezintă Guvernului raportul privind necesitatea declarării stării de urgenţă, în conformitate cu Legea nr.212/2004 privind regimul stării de urgenţă, de asediu şi de război, în funcţie de gravitatea situaţiei create în legătură cu limitarea, întreruperea aprovizionării cu gaze naturale şi cu caracterul măsurilor ce urmează a fi adoptate pentru gestionarea situaţiei create;

7.7. analizează caracterul, cauzele şi consecinţele situaţiilor excepţionale, eficacitatea măsurilor întreprinse pentru asigurarea aprovizionării cu gaze naturale a consumatorilor protejaţi şi pentru lichidarea consecinţelor situaţiilor excepţionale, precum şi alte informaţii relevante;

7.8. desemnează, la necesitate, pentru asigurarea continuităţii aprovizionării cu gaze naturale, în special a consumatorilor protejaţi, furnizorul care va achiziţiona gaze naturale pe perioada situaţiilor excepţionale, pentru a le revinde furnizorilor de pe piaţa cu amănuntul a gazelor naturale sau, în baza deciziei Comisiei, consumatorilor finali. După caz, pentru realizarea acestor achiziţii, Comisia poate dispune alocarea mijloacelor financiare;

7.9. impune, la necesitate, furnizorilor şi traderilor de pe piaţa angro a gazelor naturale, furnizorilor de pe piaţa cu amănuntul a gazelor naturale, care îşi desfăşoară activitatea de furnizare a gazelor naturale la preţuri reglementate sau la preţuri negociate, obligaţia de a vinde, furnizorului desemnat în conformitate cu subpunctul 7.8, gaze naturale, în cantităţile şi la preţurile stabilite în contractele de vânzare-cumpărare a gazelor naturale, pe care aceştia le au încheiate la momentul declarării situaţiei excepţionale, sau de a cesiona drepturile pe care aceştia le au conform contractelor de vânzare-cumpărare a gazelor naturale;

7.10. obligă, la necesitate, titularii de licenţe să încheie contracte, să întreprindă alte acţiuni necesare pentru asigurarea aprovizionării cu gaze naturale a consumatorilor finali şi să stabilească termenele în care acestea urmează a fi executate;

7.11. adoptă decizii cu privire la aplicarea unor măsuri excepţionale (care nu sunt stabilite în Planul de urgenţă) pentru lichidarea avariilor în sistemul de gaze naturale şi pentru asigurarea protecţiei populaţiei şi a patrimoniului;

7.12. asigură informarea populaţiei, prin intermediul mass-mediei, cu privire la cauzele şi proporţiile situaţiilor excepţionale, cu privire la măsurile luate de întreprinderile de gaze naturale şi de autorităţile responsabile pentru prevenirea şi lichidarea consecinţelor acestora, pentru protecţia populaţiei şi a patrimoniului, pentru familiarizarea populaţiei cu regulile de comportament în situaţii excepţionale, precum şi cu privire la măsurile întreprinse pentru asigurarea aprovizionării cu gaze naturale a consumatorilor protejaţi;

7.13. poate decide să acorde prioritate furnizării gazelor naturale anumitor centrale electrice, centrale electrice de termoficare şi/sau centrale termice care produc energie electrică şi/sau energie termică în baza gazelor naturale, în detrimentul aprovizionării cu gaze naturale a anumitor categorii de consumatori protejaţi;

7.14. constată încetarea situaţiei excepţionale în sectorul gazelor naturale;

7.15. exercită alte atribuţii stabilite în Legea cu privire la gazele naturale, în Legea nr.212/2004 privind regimul stării de urgenţă, de asediu şi de război, în Regulamentul privind organizarea şi funcţionarea Comisiei Naţionale de Management al Crizelor, aprobat prin Hotărârea Guvernului nr.346/2026, în prezentul Regulament şi în Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale.

[Pct.7 modificat prin Hot.Guv. nr.346 din 24.06.2026, în vigoare 10.08.2026]

8. Ţinerea lucrărilor de secretariat ale Comisiei se asigură de către Centrul Naţional de Management al Crizelor.

[Pct.8 în redacţia Hot.Guv. nr.346 din 24.06.2026, în vigoare 10.08.2026]

[Pct.9 abrogat prin Hot.Guv. nr.346 din 24.06.2026, în vigoare 10.08.2026]

Secţiunea a 4-a

Atribuţiile ANRE în asigurarea securităţii

aprovizionării cu gaze naturale

10. ANRE contribuie la asigurarea securităţii aprovizionării cu gaze naturale şi la elaborarea măsurilor destinate asigurării securităţii aprovizionării cu gaze naturale.

11. ANRE colaborează cu organul central de specialitate la elaborarea prezentului Regulament şi la monitorizarea realizării măsurilor preventive şi de urgenţă stabilite în Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale.

12. La survenirea unei situaţii excepţionale, ANRE exercită următoarele atribuţii:

12.1. impune obligaţii de serviciu public întreprinderilor de gaze naturale, în conformitate cu art.11 alin.(3) lit.a) din Legea cu privire la gazele naturale, şi monitorizează respectarea acestora;

12.2. suspendă, în conformitate cu art.16 alin.(3) din Legea cu privire la gazele naturale, licenţa titularului de licenţă care nu se conformează deciziilor Comisiei, deciziilor şi hotărârilor ANRE şi desemnează alt titular de licenţă care să desfăşoare activitatea licenţiată în locul titularului a cărui licenţă a fost suspendată;

12.3. aprobă tarife, şi preţuri reglementate în condiţiile stabilite la art.9 alin.(7) din Legea cu privire la gazele naturale;

12.4. în condiţiile art.105², stabileşte plăţi care urmează a fi achitate de către titularii de licenţe în legătură cu executarea deciziilor Comisiei;

12.5. asigură că proiectele de investiţii privind infrastructura nouă de transport al gazelor naturale, prevăzută în planul de dezvoltare al reţelelor de transport al gazelor naturale al OST, contribuie la securitatea aprovizionării cu gaze naturale prin dezvoltarea unei reţele de gaze naturale bine conectate, inclusiv, după caz, prin intermediul unui număr suficient de puncte de intrare şi de ieşire transfrontaliere, în funcţie de cererea de gaze naturale de pe piaţă şi de riscurile identificate;

12.6. monitorizează respectarea de către titularii de licenţe a deciziilor Comisiei, inclusiv executarea contractelor încheiate, întreprinderea altor acţiuni în conformitate cu deciziile respective şi, conform atribuţiilor stabilite prin lege, întreprinde acţiunile necesare pentru a asigura respectarea şi implementarea măsurilor respective de către titularii de licenţe;

12.7. monitorizează şi asigură realizarea de către întreprinderile de gaze naturale a obligaţiilor de creare şi de menţinere a stocurilor de gaze naturale necesare pentru asigurarea securităţii aprovizionării cu gaze naturale, inclusiv a obligaţiilor ce ţin de modalitatea de achitare a contribuţiilor financiare stabilite conform Legii cu privire la gazele naturale;

12.8. exercită alte atribuţii care îi revin în conformitate cu Legea cu privire la gazele naturale, în măsura în care acestea nu contravin deciziilor Comisiei.

Secţiunea a 5-a

Atribuţiile organului central de specialitate în asigurarea

securităţii aprovizionării cu gaze naturale

13. Organul central de specialitate are următoarele atribuţii:

13.1. efectuează evaluarea naţională a riscurilor, în conformitate cu criteriile stabilite în secţiunea a 3-a din capitolul IV, în baza informaţiilor furnizate de către întreprinderile de gaze naturale şi de ANRE;

13.2. examinează, în cadrul evaluării naţionale a riscurilor, dacă, într-o perspectivă integrată a sistemelor de gaze naturale şi electroenergetic, există congestii interne, iar capacitatea punctelor de intrare în reţelele de transport al gazelor naturale şi infrastructura existentă, în mod special reţelele de transport al gazelor naturale, oferă posibilitatea de a adapta transportul de gaze naturale pentru necesităţile ţării şi pentru fluxurile transfrontaliere, în cazul scenariului care implică perturbarea/ieşirea din funcţiune a infrastructurii principale de gaze naturale la nivel naţional (identificate la evaluarea riscurilor);

13.3. elaborează, promovează şi monitorizează implementarea Planului de acţiuni pentru situaţii excepţionale;

13.4. monitorizează îndeplinirea, de către întreprinderile de gaze naturale, de către alte organe sau autorităţi ale administraţiei publice centrale, de către alte autorităţi publice, precum şi de către alţi participanţi la piaţa gazelor naturale, a măsurilor stabilite în Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale, în scopul sporirii gradului de protecţie a sistemului de gaze naturale şi al asigurării aprovizionării cu gaze naturale a consumatorilor finali;

13.5. asistă Guvernul la monitorizarea securităţii aprovizionării cu gaze naturale la nivel naţional şi elaborează raportul cu privire la rezultatele monitorizării securităţii aprovizionării cu gaze naturale;

13.6. notifică Secretariatul Comunităţii Energetice cu privire la autorităţile responsabile de asigurarea securităţii aprovizionării cu gaze naturale, inclusiv în caz de modificare a acestora;

13.7. comunică Secretariatului Comunităţii Energetice despre măsurile întreprinse în legătură cu situaţiile excepţionale şi prezintă toate datele şi informaţiile relevante;

13.8. colaborează cu ANRE şi cu întreprinderile de gaze naturale pentru îndeplinirea funcţiilor stabilite în prezentul Regulament.

14. Organul central de specialitate asigură colaborarea regională cu autorităţile competente din ţările vecine, în scopul asigurării măsurilor de prevenire şi de micşorare a impactului eventualelor situaţii excepţionale.

15. Dacă situaţiile excepţionale nu pot fi gestionate prin aplicarea măsurilor la nivel naţional, organul central de specialitate comunică acest fapt Secretariatului Comunităţii Energetice şi preşedintelui Grupului de coordonare privind securitatea aprovizionării cu gaze naturale din cadrul Comunităţii Energetice, care urmează să convoace o şedinţă a Grupului pentru examinarea situaţiei şi, după caz, pentru acordarea asistenţei Republicii Moldova şi/sau altor ţări părţi ale Comunităţii Energetice vizate, în legătură cu coordonarea măsurilor implementate la nivel naţional, pentru a face faţă situaţiei excepţionale.

16. În scopul asigurării securităţii aprovizionării cu gaze naturale, organul central de specialitate în comun cu OST, vor colabora cu autorităţile publice de resort şi cu OST adiacenţi din ţările vecine, şi anume România (ţară-membră a Uniunii Europene) şi Ucraina (ţară parte a Comunităţii Energetice), dar şi cu alte ţări, după caz, în special în legătură cu:

16.1. coordonarea măsurilor privind securitatea aprovizionării cu gaze naturale în situaţii excepţionale, stabilite în prezentul Regulament;

16.2. identificarea interconexiunilor şi, după caz, dezvoltarea şi modernizarea acestora, inclusiv pentru asigurarea capacităţilor bidirecţionale;

16.3. identificarea condiţiilor şi a modalităţilor practice de acordare a asistenţei reciproce.

Secţiunea a 6-a

Obligaţiile întreprinderilor de gaze naturale

17. OST asigură colaborarea cu OST adiacenţi pentru a preveni posibilele perturbări în aprovizionarea cu gaze naturale şi pentru a minimiza daunele ce pot fi provocate în cazul apariţiei unei situaţii excepţionale şi este obligat:

17.1. să notifice imediat Comisia în cazul identificării semnalelor unei potenţiale situaţii excepţionale în sectorul gazelor naturale;

17.2. să întreprindă imediat măsurile stabilite în Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale;

17.3. să reia imediat activitatea, în condiţii obişnuite, după dispariţia cauzelor care au determinat apariţia situaţiei excepţionale şi să notifice Comisia despre aceasta.

18. Odată constatată situaţia excepţională, OST este operatorul de sistem responsabil, la ale cărui indicaţii întreprinderile de gaze naturale şi alţi participanţi la piaţa gazelor naturale întreprind măsurile stabilite în Planul de urgenţă.

19. OST anunţă producătorii, operatorii de sistem, operatorii instalaţiilor de stocare, traderii, furnizorii şi, după caz, OST adiacenţi despre apariţia situaţiilor excepţionale şi dispune, în funcţie de situaţie, întreprinderea măsurilor stabilite în Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale.

20. Pe perioada situaţiei excepţionale, OST transmite zilnic, până la ora 12:00, Comisiei, organului central de specialitate şi ANRE informaţii cu privire la măsurile întreprinse de acesta, de alţi operatori de sistem, de alte întreprinderi de gaze naturale, precum şi de alţi participanţi la piaţa gazelor naturale, în conformitate cu Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale. Operatorii de sistem, precum şi ceilalţi participanţi la piaţa gazelor naturale, sunt obligaţi să colaboreze cu OST şi să prezinte informaţiile solicitate.

21. Pe durata situaţiilor excepţionale, întreprinderile de gaze naturale, la solicitarea OST, au următoarele obligaţii:

21.1. producătorii mobilizează întreaga capacitate de producere a gazelor naturale, în limita capacităţilor maxime de extracţie;

21.2. operatorii instalaţiilor de stocare mobilizează întreaga capacitate de extragere a gazelor naturale;

21.3. OST preia cantităţile suplimentare de gaze naturale puse la dispoziţie de producători, de operatorii instalaţiilor de stocare şi asigură transportarea acestora;

21.4. Operatorii sistemelor de distribuţie (în continuare – OSD) întreprind măsuri de limitare şi/sau de întrerupere a livrării gazelor naturale, conform Planului de acţiuni pentru situaţii excepţionale (Planul de urgenţă).

22. Pe perioada situaţiei excepţionale, deciziile Comisiei au întâietate şi sunt superioare prevederilor legale sau contractuale care se referă la piaţa gazelor naturale şi la activitatea întreprinderilor de gaze naturale. Întreprinderile de gaze naturale nu sunt în drept să se eschiveze de la îndeplinirea obligaţiilor ce le revin în conformitate cu legea şi cu contractele încheiate, cu condiţia că acestea nu contravin deciziilor Comisiei.

23. Pe perioada situaţiei excepţionale, întreprinderile de gaze naturale sunt obligate să îndeplinească deciziile Comisiei şi hotărârile ANRE aprobate în acest sens.

24. Pe durata situaţiei excepţionale, întreprinderile de gaze naturale sunt obligate să întreprindă măsurile stabilite în Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale, cu respectarea următoarelor condiţii:

24.1. să nu fie introduse măsuri de restricţionare nejustificată a fluxului de gaze naturale în cadrul pieţei interne a Uniunii Europene;

24.2. să nu fie introduse măsuri care pot pune în pericol situaţia aprovizionării cu gaze naturale într-o altă ţară, parte a Comunităţii Energetice şi stat membru al Uniunii Europene;

24.3. să fie menţinut accesul la infrastructura transfrontalieră, în măsura posibilităţilor tehnice şi în condiţii de siguranţă, în conformitate cu Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale.

25. În scopul monitorizării securităţii cu privire la aprovizionarea cu gaze naturale, întreprinderile de gaze naturale întocmesc şi prezintă anual, până la data de 31 martie, organului central de specialitate şi ANRE raportul cu privire la rezultatele monitorizării securităţii aprovizionării cu gaze naturale. Raportul include toate datele şi informaţiile actualizate care sunt utilizate la evaluarea naţională a riscurilor şi la actualizarea ei, inclusiv acţiunile şi măsurile întreprinse de întreprinderile de gaze naturale pe parcursul situaţiilor excepţionale.

Capitolul II

ELABORAREA ŞI CONŢINUTUL PLANULUI DE ACŢIUNI

PENTRU SITUAŢII EXCEPŢIONALE

Secţiunea 1

Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale

26. Pentru reducerea numărului situaţiilor în care poate fi afectată securitatea aprovizionării cu gaze naturale, precum şi pentru gestionarea eficientă a unei situaţii excepţionale, organul central de specialitate elaborează, cu respectarea cerinţelor stabilite în art.104 din Legea cu privire la gazele naturale, şi prezintă Guvernului spre aprobare Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale.

27. Măsurile de asigurare a securităţii aprovizionării cu gaze naturale, incluse în Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale, trebuie să fie clar definite, transparente, proporţionate, nediscriminatorii şi verificabile, să nu denatureze în mod nejustificat concurenţa sau funcţionarea eficace a pieţei unice de gaze naturale a Uniunii Europene şi să nu pună în pericol securitatea aprovizionării cu gaze naturale a altor ţări părţi ale Comunităţii Energetice şi/sau state membre ale Uniunii Europene.

28. În vederea elaborării Planului de acţiuni pentru situaţii excepţionale, organul central de specialitate efectuează, în colaborare cu şi în baza informaţiilor furnizate de către întreprinderile de gaze naturale, analiza situaţiei existente în sectorul gazelor naturale, inclusiv a situaţiei create pe piaţa gazelor naturale şi, după caz, pe pieţele de gaze naturale regionale, precum şi identifică şi evaluează riscurile, conform prevederilor secţiunii a 3-a din capitolul IV.

29. Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale trebuie să conţină, în primul rând, măsuri ce se bazează pe mecanisme de piaţă, nu trebuie să pună în sarcina întreprinderilor de gaze naturale obligaţii excesive, nerealizabile şi nu trebuie să aibă impact negativ asupra funcţionării pieţei gazelor naturale.

30. Organul central de specialitate, în rezultatul consultării întreprinderilor de gaze naturale, a organizaţiilor relevante care reprezintă interesele consumatorilor casnici şi industriali de gaze naturale, inclusiv a producătorilor de energie electrică, a OST de energie electrică şi ANRE, elaborează şi promovează Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale, care cuprinde:

30.1. Planul de acţiuni preventive, care include măsurile necesare pentru a elimina sau a atenua riscurile identificate, inclusiv măsurile de eficienţă energetică şi măsurile bazate pe cerere, examinate în evaluarea naţională a riscurilor şi în conformitate cu secţiunea a 2-a din prezentul capitol;

30.2. Planul de urgenţă, care include măsurile ce trebuie luate pentru a elimina sau a atenua impactul unei perturbări în aprovizionarea cu gaze naturale, în conformitate cu secţiunea a 3-a din prezentul capitol.

31. În procesul de consultare publică, proiectul Planului de acţiuni pentru situaţii excepţionale se consultă cu Secretariatul Comunităţii Energetice.

32. Organul central de specialitate raportează periodic, Grupului de coordonare privind securitatea aprovizionării cu gaze naturale din cadrul Comunităţii Energetice, informaţii cu privire la progresele realizate în elaborarea şi aprobarea Planului de acţiuni pentru situaţii excepţionale.

33. Organul central de specialitate şi ANRE asigură monitorizarea periodică a implementării Planului de acţiuni pentru situaţii excepţionale.

34. Planul de acţiuni preventive şi Planul de urgenţă se elaborează în conformitate cu modelele stabilite în anexa nr.2.

35. În termen de până la patru luni de la data notificării de către organul central de specialitate, Secretariatul Comunităţii Energetice evaluează Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale, luând în considerare opiniile expuse de Grupul de coordonare privind securitatea aprovizionării cu gaze naturale din cadrul Comunităţii Energetice.

36. Secretariatul Comunităţii Energetice transmite organului central de specialitate un aviz ce include recomandarea de a revizui Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale, în situaţia în care acesta:

36.1. nu este eficient în atenuarea riscurilor identificate în cadrul evaluării naţionale a riscurilor;

36.2. nu este consecvent cu scenariile de risc sau cu planurile de acţiuni ale altei ţări pparte a Comunităţii Energetice şi/sau stat membru al Uniunii Europene;

36.3. nu respectă cerinţa prevăzută la punctul 27 de a nu denatura în mod nejustificat concurenţa sau funcţionarea eficientă a pieţei interne a Uniunii Europene;

36.4. nu respectă prevederile prezentului Regulament sau alte prevederi ale legislaţiei Comunităţii Energetice.

37. În termen de până la trei luni de la recepţia avizului menţionat în punctul 36, organul central de specialitate notifică repetat Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale modificat Secretariatului Comunităţii Energetice sau prezintă motivele pentru care nu este de acord cu argumentarea recomandărilor expuse în aviz.

Organul central de specialitate ţine cont în măsură deplină de motivarea detaliată a Secretariatului Comunităţii Energetice, prin care se solicită orice modificare a Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale.

38. Dacă este cazul, organul central de specialitate elaborează, promovează şi propune Guvernului modificarea Planului de acţiuni pentru situaţii excepţionale. După aprobarea modificării, acesta se publică pe site-ul web oficial al organului central de specialitate.

39. În cazul în care poziţia finală a organului central de specialitate diferă de motivarea detaliată a Secretariatului Comunităţii Energetice, organul central de specialitate prezintă şi publică, împreună cu poziţia sa şi cu motivarea detaliată a Secretariatului Comunităţii Energetice, justificarea care stă la baza poziţiei sale, în termen de două luni de la data primirii motivării detaliate a Secretariatului Comunităţii Energetice.

40. Pentru măsurile nebazate pe mecanisme de piaţă adoptate de Comisie, după intrarea în vigoare a prezentului Regulament, se aplică procedurile prevăzute la punctele 51-54.

41. La elaborarea, promovarea şi aprobarea Planului de acţiuni pentru situaţii excepţionale, se garantează confidenţialitatea datelor sensibile din punct de vedere comercial.

42. La elaborarea Planului de acţiuni pentru situaţii excepţionale, organul central de specialitate colaborează cu ANRE şi cu participanţii la piaţa gazelor naturale, în mod special prin efectuarea schimbului de informaţii. Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale este elaborat cu asistenţa OST.

43. Organul central de specialitate publică Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale pe site-ul său web oficial şi îl notifică Secretariatului Comunităţii Energetice, după publicarea în Monitorul Oficial al Republicii Moldova.

44. Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale se actualizează la fiecare patru ani sau mai frecvent, dacă situaţia o justifică, sau la solicitarea Secretariatului Comunităţii Energetice. Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale actualizat reflectă cea mai recentă versiune a evaluării naţionale a riscurilor şi rezultatele testelor efectuate în conformitate cu secţiunea a 3-a din capitolul IV.

Secţiunea a 2-a

Planul de acţiuni preventive

45. Planul de acţiuni preventive este parte componentă a Planului de acţiuni pentru situaţii excepţionale, are drept scop reducerea riscurilor în sistemul de gaze naturale, reflectă rezultatele evaluării naţionale a riscurilor şi include măsurile preventive ce se impun a fi întreprinse pentru prevenirea situaţiilor excepţionale.

46. Planul de acţiuni preventive trebuie să conţină:

46.1. rezultatele evaluării naţionale a riscurilor, efectuată în conformitate cu cerinţele secţiunii a 3-a din capitolul IV;

46.2. criteriile de identificare a consumatorilor protejaţi şi volumele de gaze naturale necesare pentru asigurarea aprovizionării cu gaze naturale a acestora pe parcursul perioadelor de timp stabilite la punctul 96;

46.3. măsurile ce necesită a fi întreprinse, volumele de gaze naturale, capacitatea infrastructurii sistemului de gaze naturale şi timpul necesar pentru îndeplinirea standardului privind aprovizionarea cu gaze naturale şi a standardului privind infrastructura, în conformitate cu secţiunile 1 şi a 2-a din capitolul IV, iar în cazul în care se aplică, gradul în care măsurile privind cererea pot compensa în timp util perturbarea aprovizionării cu gaze naturale, volumele de gaze naturale în funcţie de scenariu şi pe categorii de consumatori protejaţi şi orice majorare a standardului privind aprovizionarea cu gaze naturale, precum şi orice justificare privind conformarea cu prevederile punctului 97;

46.4. obligaţiile impuse întreprinderilor de gaze naturale, electroenergetice şi termoenergetice, după caz, şi altor autorităţi şi instituţii relevante care pot avea impact asupra securităţii aprovizionării cu gaze naturale, cum ar fi obligaţiile referitoare la funcţionarea sigură a sistemului de gaze naturale;

46.5. alte măsuri preventive elaborate pentru a preveni riscurile identificate în evaluarea naţională a riscurilor, ca, de exemplu, necesitatea de a majora capacităţile interconexiunilor cu sistemele de gaze naturale ale ţărilor vecine, părţi ale Comunităţii Energetice sau state membre ale Uniunii Europene, de a îmbunătăţi şi mai mult eficienţa energetică, de a reduce cererea de gaze naturale, precum şi posibilitatea de a diversifica rutele şi sursele de aprovizionare cu gaze naturale şi utilizarea regională a instalaţiilor de stocare şi a capacităţilor terminalelor de gaze naturale lichefiate (în continuare – GNL) existente, după caz, în vederea asigurării aprovizionării cu gaze naturale a tuturor consumatorilor finali cât mai mult timp posibil;

46.6. informaţii privind impactul economic, eficacitatea şi eficienţa măsurilor prevăzute în Planul de acţiuni preventive, inclusiv obligaţiile menţionate la subpunctul 46.11;

46.7. descrierea efectelor măsurilor cuprinse în Planul de acţiuni preventive asupra funcţionării pieţei interne de energie a Uniunii Europene, precum şi asupra pieţei gazelor naturale a Republicii Moldova, inclusiv obligaţiile menţionate la subpunctul 46.11.

46.8. descrierea impactului măsurilor asupra mediului şi asupra consumatorilor finali;

46.9. mecanismele care urmează să fie utilizate în cadrul cooperării cu alte ţări părţi ale Comunităţii Energetice şi/sau state membre ale Uniunii Europene, inclusiv mecanismele privind elaborarea şi implementarea planurilor de acţiuni pentru situaţii excepţionale în sectorul gazelor naturale;

46.10. informaţii privind interconexiunile şi infrastructurile existente şi cele ce se planifică a fi dezvoltate în viitor, fluxurile transfrontaliere, accesul transfrontalier la instalaţiile de stocare şi la terminalele GNL, precum şi capacitatea fizică bidirecţională a interconexiunilor de a transporta gaze naturale în ambele direcţii, în special în cazul situaţiei de urgenţă;

46.11. toate obligaţiile de serviciu public cu privire la securitatea aprovizionării cu gaze naturale.

Informaţiile esenţiale determinate conform subpunctelor 46.1, 46.3 şi 46.4, care ar putea pune în pericol securitatea aprovizionării cu gaze naturale dacă ar fi dezvăluite, pot fi excluse.

47. La elaborarea Planului de acţiuni preventive, în mod special în legătură cu identificarea acţiunilor care vizează respectarea standardului privind infrastructura, stabilite în secţiunea 1 din capitolul IV, urmează a fi luat în considerare planul de dezvoltare a reţelelor de transport al gazelor naturale, precum şi planurile de dezvoltare a reţelelor de distribuţie a gazelor naturale.

48. Toate măsurile preventive care nu se bazează pe mecanisme de piaţă, precum cele menţionate la punctul 40, indiferent dacă acestea fac parte din Planul de acţiuni preventive sau sunt adoptate ulterior, trebuie să corespundă prevederilor punctului 27.

49. Organul central de specialitate face publică orice măsură menţionată, nebazată pe mecanisme de piaţă, care nu a fost încă inclusă în Planul de acţiuni preventive, şi notifică Secretariatului Comunităţii Energetice descrierea oricărei astfel de măsuri şi a impactului acesteia asupra pieţei gazelor naturale şi, în măsura în care este posibil, a impactului acesteia asupra pieţelor gazelor din alte ţări părţi ale Comunităţii Energetice.

50. La solicitarea Secretariatului Comunităţii Energetice, organul central de specialitate şi după caz, ANRE prezintă evaluarea impactului oricărei măsuri nebazate pe mecanisme de piaţă, pentru a demonstra corespunderea cu prevederile punctului 27.

51. Evaluarea impactului unei măsuri nebazate pe mecanisme de piaţă, inclusiv care nu a fost încă inclusă în Planul de acţiuni preventive în temeiul punctului 50, vizează cel puţin următoarele aspecte:

51.1. impactul potenţial asupra dezvoltării pieţei gazelor naturale şi a concurenţei la nivel naţional;

51.2. impactul potenţial asupra pieţei interne de gaze naturale a Comunităţii Energetice şi/sau a Uniunii Europene;

51.3. impactul potenţial asupra securităţii aprovizionării cu gaze naturale a ţărilor vecine părţi ale Comunităţii Energetice şi/sau state membre ale Uniunii Europene, în mod special în cazul măsurilor care ar putea să reducă lichiditatea pieţelor regionale sau să restrângă fluxurile de gaze naturale către ţările vecine părţi ale Comunităţii Energetice şi/sau state membre ale Uniunii Europene;

51.4. costurile şi beneficiile evaluate, în comparaţie cu măsurile de piaţă alternative;

51.5. evaluarea necesităţii şi a proporţionalităţii, în comparaţie cu alte măsuri de piaţă posibile;

51.6. aprecierea faptului dacă măsura garantează oportunităţi egale pentru toţi participanţii pieţei gazelor naturale;

51.7. o strategie de eliminare a măsurii, durata prevăzută a măsurii preconizate şi un calendar de revizuire adecvat.

52. Evaluarea menţionată la subpunctele 51.1 şi 51.2 se efectuează de către ANRE. Evaluarea impactului este făcută publică de cître organul central de specialitate şi de către ANRE şi se notifică Secretariatului Comunităţii Energetice de către organul central de specialitate.

53. În cazul în care Secretariatul Comunităţii Energetice consideră, în baza evaluării impactului, că măsura poate pune în pericol securitatea aprovizionării cu gaze naturale a altor ţări părţi ale Comunităţii Energetice şi/sau state membre ale Uniunii Europene, aceasta emite un aviz în termen de până la patru luni de la notificarea evaluării impactului, prin care solicită, în măsura în care este necesar, modificarea sau abrogarea măsurii. Măsura adoptată intră în vigoare doar atunci când a fost modificată în conformitate cu avizul Secretariatului Comunităţii Energetice.

Termenul de patru luni începe din ziua următoare primirii notificării complete şi poate fi prelungit de comun acord cu Secretariatul Comunităţii Energetice şi cu organul central de specialitate.

54. În cazul în care Secretariatul Comunităţii Energetice consideră, pe baza evaluării impactului, că măsura nu corespunde prevederilor punctului 27, acesta poate emite un aviz în termen de până la patru luni de la notificarea evaluării impactului. În aceste circumstanţe, se aplică procedura expusă la punctul 37.

55. Procedura stabilită la punctul 37 se aplică măsurilor stabilite la punctele 51-54.

Secţiunea a 3-a

Planul de urgenţă

56. Planul de urgenţă, parte componentă a Planului de acţiuni pentru situaţii excepţionale, se elaborează în baza Planului de acţiuni preventive, în conformitate cu rezultatele obţinute ca urmare a evaluării naţionale a riscurilor şi trebuie să includă măsuri specifice ce necesită a fi puse în aplicare în cazul apariţiei unei situaţii excepţionale, când cantităţile necesare de gaze naturale nu mai pot fi preluate de pe piaţa gazelor naturale.

57. Planul de urgenţă trebuie să îndeplinească obiectivele stabilite în Legea cu privire la gazele naturale, inclusiv:

57.1. să fie elaborat ţinând cont de nivelurile de criză menţionate la punctul 77;

57.2. să stabilească rolul şi funcţiile organului central de specialitate, ale Comisiei, ale altor autorităţi responsabile, ale întreprinderilor de gaze naturale, ale operatorului sistemului de transport pentru energie electrică, după caz, şi cele ale consumatorilor industriali de gaze naturale, inclusiv ale producătorilor de energie electrică şi termică, ţinând cont de măsura în care aceştia sunt afectaţi în cazul unei perturbări în aprovizionarea cu gaze naturale, precum şi interacţiunea acestora cu Comisia şi, după caz, cu ANRE, pentru fiecare dintre nivelurile de criză menţionate la punctul 77;

57.3. să definească rolul şi responsabilităţile Comisiei, ale organului central de specialitate, ale ANRE şi ale altor autorităţi publice centrale şi locale cărora li s-au delegat sarcini în conformitate cu secţiunile a 3-a, a 4-a şi a 5-a din capitolul I, pentru fiecare dintre nivelurile de criză menţionate la punctul 77;

57.4. să asigure că întreprinderile de gaze naturale şi consumatorii industriali de gaze naturale, inclusiv producătorii de energie electrică relevanţi au suficient timp să reacţioneze la fiecare dintre nivelurile de criză menţionate la punctul 77;

57.5. să identifice, după caz, măsurile şi acţiunile necesare pentru a atenua impactul potenţial al perturbării în aprovizionarea cu gaze naturale asupra instalaţiilor de termoficare şi asupra furnizării energiei electrice produse pe bază de gaze naturale, inclusiv prin intermediul unei viziuni integrate asupra funcţionării sistemului energetic bazat pe energie electrică şi gaze naturale, după caz;

57.6. să stabilească procedurile şi măsurile detaliate care trebuie urmate pentru fiecare dintre nivelurile de criză menţionate la punctul 77, inclusiv planurile corespunzătoare pentru fluxurile de informaţii;

57.7. să desemneze un manager de criză şi să definească rolul acestuia;

57.8. să determine contribuţia măsurilor bazate pe mecanisme de piaţă pentru gestionarea situaţiei în cazul nivelului de alertă şi pentru atenuarea situaţiei în cazul nivelului de urgenţă;

57.9. să determine contribuţia măsurilor care nu sunt bazate pe mecanisme de piaţă, planificate sau care urmează a fi puse în aplicare în cazul nivelului de urgenţă, şi să evalueze necesitatea utilizării acestora, pentru a face faţă unei crize. Să evalueze efectele măsurilor nebazate pe mecanisme de piaţă şi să definească procedurile necesare pentru punerea lor în aplicare. Măsurile nebazate pe mecanisme de piaţă trebuie utilizate numai în cazul în care mecanismele bazate pe piaţă nu mai pot asigura aprovizionarea cu gaze naturale, în mod special a consumatorilor protejaţi;

57.10. să descrie mecanismele utilizate pentru cooperarea cu alte ţări părţi ale Comunităţii Energetice şi/sau state membre ale Uniunii Europene, pentru fiecare dintre nivelurile de criză menţionate la punctul 77, şi procedurile privind schimbul de informaţii între acestea;

57.11. să detalieze obligaţiile de raportare impuse întreprinderilor de gaze naturale şi, după caz, întreprinderilor electroenergetice, în cazul nivelurilor de alertă şi de urgenţă;

57.12. să descrie măsurile tehnice sau juridice aplicabile pentru a preveni consumul neautorizat sau peste limită de gaze naturale de către consumatorii finali, instalaţiile de gaze naturale ale cărora sunt racordate la reţeaua de distribuţie sau de transport al gazelor naturale, dar care nu sunt consumatori protejaţi;

57.13. să descrie lista de acţiuni predefinite pentru punerea la dispoziţie a gazelor naturale în cazul unei situaţii de urgenţă, inclusiv a contractelor comerciale dintre părţile implicate în aceste acţiuni şi mecanismele de compensare pentru întreprinderile de gaze naturale, după caz, luând în considerare confidenţialitatea datelor sensibile.

58. În scopul prevenirii consumului neautorizat/peste limită de gaze naturale pe parcursul situaţiilor de urgenţă, conform subpunctului 57.12, sau în timpul aplicării măsurilor prevăzute la punctul 78, Comisia informează consumatorii întreruptibili despre necesitatea întreruperii sau a reducerii consumului de gaze naturale, cu respectarea normelor tehnice.

59. Prevederile punctelor 37-42 se aplică la actualizarea Planului de urgenţă.

60. Măsurile, acţiunile şi procedurile prevăzute în Planul de urgenţă trebuie testate cel puţin o dată între actualizările periodice ale acestuia, efectuate la fiecare patru ani. Pentru a testa Planul de urgenţă, organul central de specialitate simulează scenarii cu impact mediu şi ridicat şi reacţii în timp real, în conformitate cu Planul de urgenţă. Rezultatele testelor sunt prezentate Grupului de coordonare privind securitatea aprovizionării cu gaze naturale din cadrul Comunităţii Energetice de către organul central de specialitate.

61. Planul de urgenţă garantează că, în cazul unei situaţii de urgenţă, accesul la infrastructura transfrontalieră, în conformitate cu Legea cu privire la gazele naturale şi cu Regulamentul privind accesul la reţelele de transport al gazelor naturale şi gestionarea congestiilor, aprobat prin hotărârea ANRE nr.421/2019, se menţine atât cât este posibil din punct de vedere tehnic şi în condiţii de siguranţă şi nu trebuie să conţină nicio măsură de restricţionare nejustificată a fluxurilor transfrontaliere de gaze naturale.

Capitolul III

ASIGURAREA SECURITĂŢII

APROVIZIONĂRII CU GAZE NATURALE

Secţiunea 1

Măsurile destinate asigurării securităţii aprovizionării cu gaze naturale

62. La elaborarea Planului de acţiuni pentru situaţii excepţionale, organul central de specialitate trebuie să ia în considerare lista indicativă a măsurilor bazate pe mecanisme de piaţă.

63. Măsurile bazate pe mecanisme de piaţă sunt grupate după cum urmează:

63.1. măsurile legate de ofertă:

63.1.1. sporirea flexibilităţii la producere;

63.1.2. sporirea flexibilităţii la import;

63.1.3. facilitarea integrării gazelor naturale produse din surse regenerabile de energie în reţelele de gaze naturale;

63.1.4. stocarea comercială de gaze naturale: capacitatea de extracţie şi volumul gazelor naturale stocate;

63.1.5. diversificarea surselor şi a rutelor de aprovizionare cu gaze naturale;

63.1.6. fluxurile bidirecţionale de gaze naturale;

63.1.7. utilizarea contractelor de achiziţionare a gazelor naturale pe termen lung şi pe termen scurt;

63.1.8. prevederile contractuale privind asigurarea securităţii aprovizionării cu gaze naturale;

63.1.9. dispecerizarea reţelelor de transport al gazelor naturale şi cooperarea OST din Republica Moldova cu OST din ţările vecine pentru coordonarea livrărilor de gaze naturale;

63.1.10. investiţii în infrastructura sistemului de gaze naturale, inclusiv pentru dezvoltarea capacităţilor de transport bidirecţionale;

63.2. măsurile legate de cerere:

63.2.1. utilizarea contractelor cu clauze întreruptibile;

63.2.2. posibilitatea utilizării de combustibili alternativi şi de rezervă de către consumatorii industriali şi de către producătorii de energie electrică şi termică;

63.2.3. reducerea voluntară a consumului de gaze naturale;

63.2.4. majorarea eficienţei energetice;

63.2.5. extinderea utilizării surselor regenerabile de energie.

64. La elaborarea Planului de acţiuni pentru situaţii excepţionale, organul central de specialitate trebuie să ţină cont de lista indicativă a măsurilor care nu se bazează pe mecanisme de piaţă, indicate în punctul 65 şi aplicabile numai în cazul situaţiei de urgenţă.

65. Măsurile care nu se bazează pe mecanisme de piaţă sunt grupate după cum urmează:

65.1. măsurile legate de ofertă:

65.1.1. utilizarea instalaţiilor de stocare;

65.1.2. utilizarea obligatorie a rezervelor de combustibili alternativi;

65.1.3. utilizarea obligatorie a energiei electrice produse din alte surse decât gazele naturale;

65.1.4. creşterea obligatorie a nivelului de producere a gazelor naturale;

65.1.5. extracţia obligatorie a gazelor naturale din instalaţiile de stocare;

65.2. măsurile legate de cerere includ diferite trepte de reducere obligatorie a cererii de gaze naturale, printre care:

65.2.1. utilizarea obligatorie a altor tipuri de combustibili;

65.2.2. utilizarea obligatorie a contractelor cu clauze întreruptibile în cazul în care nu sunt folosite pe deplin în calitate de măsuri bazate pe mecanisme de piaţă;

65.2.3. întreruperea forţată a consumului de gaze naturale.

Secţiunea a 2-a

Constatarea şi încetarea situaţiei excepţionale

66. În cazul în care OST identifică semnalele unei potenţiale situaţii excepţionale, acesta este obligat să notifice imediat Comisiei şi organului central de specialitate acest fapt.

67. Constatarea situaţiei excepţionale poate fi efectuată de către Comisie şi la notificarea organului central de specialitate, în conformitate cu prezentul Regulament. Notificarea adresată Comisiei se depune prin intermediul Centrului Naţional de Management al Crizelor.

68. Organul central de specialitate poate consulta Comisia pentru situaţii excepţionale a organului central de specialitate (în continuare – Comisie OCS). Comisia OCS are rol consultativ în situaţia evaluării condiţiilor de existenţă a unei situaţii excepţionale, a prevenirii unei situaţii excepţionale, a determinării posibilelor consecinţe asociate, precum şi în cazul propunerii măsurilor necesare pentru gestionarea fiecărui nivel de criză. Componenţa şi regulamentul Comisiei OCS sunt aprobate prin ordin al organului central de specialitate. Din componenţa Comisiei OCS fac parte reprezentanţi ai ANRE, întreprinderilor din sectorul gazelor naturale, electroenergetic şi termoenergetic. La şedinţele Comisiei OCS pot fi invitaţi experţi independenţi cu experienţă relevantă în situaţiile analizate.

[Pct.68 modificat prin Hot.Guv. nr.346 din 24.06.2026, în vigoare 10.08.2026]

69. Comisia, în termen de 12 ore de la notificare, verifică dacă sunt îndeplinite condiţiile privind existenţa situaţiei excepţionale.

70. În cazul în care sunt îndeplinite condiţiile necesare, Comisia confirmă existenţa situaţiei excepţionale prin adoptarea unei decizii în acest sens.

71. Dacă, după verificare, Comisia decide că nu există o situaţie excepţională, OST este obligat să reia de îndată activitatea în condiţii obişnuite, la solicitarea Comisiei.

72. La dispariţia cauzelor care au determinat apariţia situaţiei excepţionale, OST este obligat să notifice imediat Comisia despre aceasta.

73. Comisia, în termen de cel mult 12 ore, verifică şi constată încetarea situaţiei excepţionale, adoptând o decizie în acest sens.

74. Pe perioada situaţiei excepţionale, Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale este documentul operativ de lucru al Comisiei, al întreprinderilor de gaze naturale, al altor participanţi la piaţa gazelor naturale, al ANRE, al organelor sau autorităţilor administraţiei publice centrale, al altor autorităţi publice. Măsurile stabilite în Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale şi deciziile Comisiei sunt obligatorii şi prevalează în raport cu prevederile contractuale şi cu actele normative în domeniu.

75. La gestionarea situaţiei excepţionale, deciziile Comisiei pot viza atât întreprinderile din sectorul gazelor naturale, cât şi întreprinderile din alte sectoare, inclusiv cele din sectorul electroenergetic, sectorul termoenergetic şi sectorul telecomunicaţiilor.

76. Orice măsură se aplică temporar, astfel încât să cauzeze cât mai puţine perturbări în funcţionarea pieţei gazelor naturale, şi trebuie să fie limitată la strictul necesar pentru remedierea ameninţării siguranţei, integrităţii fizice a persoanelor sau a instalaţiilor de gaze naturale.

77. Există trei niveluri de situaţii excepţionale, după cum urmează:

77.1. nivelul de alertă timpurie (în continuare – situaţie de alertă timpurie): în cazul în care există informaţii concrete, sigure şi fiabile, conform cărora ar putea avea loc un eveniment care ar afecta semnificativ aprovizionarea cu gaze naturale şi care ar putea conduce la declanşarea nivelului de alertă sau de urgenţă. Nivelul de alertă timpurie poate fi activat printr-un mecanism de alertă timpurie;

77.2. nivelul de alertă (în continuare – situaţie de alertă): în cazul în care are loc perturbarea furnizării gazelor naturale sau o cerere de gaze naturale excepţional de mare, care afectează în mod semnificativ situaţia furnizării gazelor naturale, dar piaţa este încă în măsură să gestioneze perturbarea sau cererea respectivă, fără a fi nevoie să se recurgă la măsuri nebazate pe piaţă;

77.3. nivelul de urgenţă (în continuare – situaţie de urgenţă): în cazul unei cereri de gaze naturale excepţional de mari sau a unei întreruperi semnificative a furnizării gazelor naturale din import, sau în alte situaţii în care a fost afectată semnificativ livrarea gazelor naturale pe teritoriul Republicii Moldova, iar oferta este insuficientă pentru a satisface cererea de gaze naturale rămasă neacoperită, deşi toate măsurile bazate pe mecanisme de piaţă au fost implementate, situaţie ce impune introducerea măsurilor suplimentare care nu se bazează pe mecanisme de piaţă, în scopul de a garanta aprovizionarea cu gaze naturale în mod special a consumatorilor protejaţi în conformitate cu prevederile secţiunii a 2-a din capitolul IV.

78. În cazul în care Comisia constată una din situaţiile excepţionale prevăzute la punctul 77, organul central de specialitate informează imediat Secretariatul Comunităţii Energetice, precum şi autorităţile competente ale ţărilor părţi ale Comunităţii Energetice şi state membre al Uniunii Europene, cu care Republica Moldova este direct conectată, şi pune la dispoziţia acestora toate informaţiile necesare, în special informaţiile cu privire la acţiunile pe care Comisia intenţionează să le întreprindă.

79. În cazul în care Comisia constată situaţia de urgenţă, aceasta aplică acţiunile indicate în Planul de urgenţă, iar organul central de specialitate informează imediat Secretariatul Comunităţii Energetice şi autorităţile competente din ţările vecine, în mod special, cu privire la acţiunile pe care intenţionează să le întreprindă. În situaţii excepţionale justificate, Comisia poate întreprinde acţiuni care se abat de la Planul de urgenţă. Organul central de specialitate informează imediat Secretariatul Comunităţii Energetice şi autorităţile competente ale ţărilor părţi ale Comunităţii Energetice, cu care Republica Moldova este direct conectată, în legătură cu orice astfel de acţiune şi prezintă justificări pentru abaterea de la Planul de urgenţă.

80. În cazul în care într-un stat vecin, ţară parte a Comunităţii Energetice sau stat membru al Uniunii Europene, este declarată situaţie excepţională, OST se asigură că se acordă prioritate capacităţii la punctele de interconectare cu sistemul de gaze naturale al ţării respective, indiferent dacă aceasta este fermă sau întreruptibilă şi indiferent dacă aceasta a fost rezervată înainte sau în timpul situaţiei excepţionale, în detrimentul capacităţii concurente la punctele de ieşire către instalaţiile de stocare. Utilizatorul de sistem, capacităţii căruia i se acordă prioritate, plăteşte, în cel mai scurt timp posibil, o compensaţie echitabilă, determinată de OST, utilizatorului de sistem cu capacităţi ferme pentru pierderile financiare cauzate de această ordine a priorităţilor, inclusiv o rambursare proporţională pentru costurile legate de întreruperea capacităţii ferme. Procesul de determinare şi de plată a compensării nu aduce atingere punerii în aplicare a regulii de acordare a priorităţii.

81. Comisia asigură că:

81.1. nu se introduc măsuri de restricţionare nejustificată a fluxului de gaze naturale în cadrul pieţei unice de gaze naturale a Uniunii Europene;

81.2. nu se introduc măsuri care ar putea pune în pericol situaţia aprovizionării cu gaze naturale în altă ţară parte a Comunităţii Energetice sau stat membru al Uniunii Europene;

81.3. accesul transfrontalier la infrastructură, în conformitate cu Legea cu privire la gazele naturale şi cu Regulamentul privind accesul la reţelele de transport al gazelor naturale şi gestionarea congestiilor, aprobat prin hotărârea ANRE nr.421/2019, este menţinut atât cât este posibil din punct de vedere tehnic şi în condiţii de siguranţă, în conformitate cu Planul de urgenţă.

82. În timpul situaţiei de urgenţă şi din motive întemeiate, inclusiv la solicitarea OST de energie electrică sau de gaze naturale, Comisia poate decide să acorde prioritate furnizării de gaze naturale către anumite centrale electrice şi/sau termice care produc energie electrică şi/sau energie termică în baza gazelor naturale şi au un rol critic în sistemul electroenergetic şi/sau termoenergetic, în detrimentul aprovizionării cu gaze naturale a anumitor categorii de consumatori protejaţi, dacă lipsa furnizării gazelor naturale către respectivele centrale electrice sau termice:

82.1. ar putea duce la deteriorarea gravă a funcţionării sistemului electroenergetic şi/sau a sistemelor centralizate de alimentare cu energie termică; sau

82.2. ar împiedica producţia şi/sau transportul gazelor naturale.

Comisia îşi bazează orice astfel de măsură pe evaluarea naţională a riscurilor.

Centralele electrice şi termice care produc energie electrică şi/sau termică în baza gazelor naturale şi au rol critic în sistemul electroenergetic şi/sau termoenergetic, care sunt menţionate în acest punct, trebuie să fie clar identificate, împreună cu posibilele volume de gaze naturale care ar face obiectul unei astfel de măsuri şi ar trebui să fie incluse în alte capitole ale Planului de acţiuni preventive şi ale Planului de urgenţă. Identificarea lor trebuie să se facă în strânsă cooperare cu OST al energiei electrice şi gazelor naturale.

83. Informaţia expediată de organul central de specialitate, în conformitate cu punctul 79, este verificată de Secretariatul Comunităţii Energetice prin prisma faptului dacă declararea situaţiei de urgenţă este justificată, în conformitate cu subpunctul 77.3, dacă măsurile adoptate urmează strict acţiunile enumerate în Planul de urgenţă, dacă acestea nu impun o povară excesivă pentru întreprinderile de gaze naturale şi dacă corespund punctului 79, în termen de până la cinci zile de la primirea informaţiei. La solicitarea unei autorităţi competente din alte ţări, a întreprinderilor de gaze naturale sau din proprie iniţiativă, Secretariatul Comunităţii Energetice poate solicita Comisiei modificarea măsurilor, în cazul în care acestea contravin condiţiilor prevăzute în prima frază a prezentului punct, sau constatarea încetării situaţiei de urgenţă, în cazul în care aceasta ajunge la concluzia că constatarea unei situaţii de urgenţă nu se mai justifică, în conformitate cu subpunctul 77.3.

84. În termen de trei zile de la notificarea solicitării Secretariatului Comunităţii Energetice, Comisia modifică măsurile şi informează Secretariatul Comunităţii Energetice în acest sens sau prezintă acestuia motivele pentru care nu este de acord cu solicitarea. În ultimul caz, Secretariatul Comunităţii Energetice poate, în termen de trei zile de la momentul în care a fost informat să îşi modifice sau să îşi retragă solicitarea, ori, în vederea examinării chestiunii, să convoace organul central de specialitate sau, după caz, autorităţile competente din ţările vizate şi, dacă este necesar, Grupul de coordonare privind securitatea aprovizionării cu gaze naturale din cadrul Comunităţii Energetice. Motivele pentru care solicită orice modificare a măsurii sunt expuse detaliat de către Secretariatul Comunităţii Energetice. Comisia ţine cont pe deplin de poziţia Secretariatului Comunităţii Energetice. În cazul în care decizia finală a Comisiei diferă de avizul Secretariatului Comunităţii Energetice, organul central de specialitate prezintă motivele pe care se întemeiază decizia respectivă.

85. Pe perioada existenţei situaţiei excepţionale, organele şi autorităţile administraţiei publice centrale şi locale prezintă Comisiei zilnic, până la ora 12:00, informaţii cu privire la măsurile întreprinse de acestea.

86. În cazul în care Comisia constată încetarea situaţiei excepţionale, stabilită conform punctului 77, organul central de specialitate informează Secretariatul Comunităţii Energetice despre aceasta, precum şi autorităţile competente ale ţărilor părţi ale Comunităţii Energetice, cu care organul central de specialitate este direct conectat.

87. După încetarea situaţiei excepţionale, operatorii de sistem, precum şi alţi participanţi la piaţa gazelor naturale sunt obligaţi să reia activitatea imediat, în condiţii obişnuite de funcţionare.

Capitolul IV

STANDARDELE PRIVIND INFRASTRUCTURA ŞI APROVIZIONAREA

CU GAZE NATURALE. EVALUAREA NAŢIONALĂ A RISCURILOR

Secţiunea 1

Standardul privind infrastructura

88. Standardul privind infrastructura stabileşte că, în cazul ieşirii din funcţiune a oricărui element al infrastructurii principale (conducta magistrală de gaze naturale, care are cea mai mare capacitate tehnică) a sistemului de gaze naturale, infrastructura rămasă disponibilă trebuie să aibă capacitatea tehnică, determinată conform prezentului punct, de asigurare a volumului total de gaze naturale pentru Republica Moldova, necesar pe parcursul unei zile în care cererea de gaze naturale este excepţional de mare, constatată cu o probabilitate statistică o dată la 20 de ani. Aceasta se realizează luând în considerare tendinţele de consum al gazelor naturale, impactul de lungă durată a măsurilor de eficienţă energetică şi ratele de utilizare a infrastructurii existente.

Astfel, în cazul afectării infrastructurii principale a sistemului de gaze naturale, capacitatea tehnică a infrastructurii rămase disponibile trebuie să fie cel puţin egală cu volumul total de gaze naturale pentru zona luată în calcul, necesar pentru o zi cu cerere excepţional de mare de gaze naturale, constatată statistic o dată la 20 de ani.

Obligaţia menţionată la primul alineat nu aduce atingere responsabilităţii OST de a face investiţiile corespunzătoare şi nici obligaţiilor OST prevăzute în Legea cu privire la gazele naturale şi în Regulamentul cu privire la accesul la reţelele de transport al gazelor naturale şi gestionarea congestiilor, aprobat prin hotărârea ANRE nr.421/2019.

89. Infrastructura sistemului de gaze naturale include reţelele de transport al gazelor naturale, inclusiv interconexiunile, precum şi instalaţiile de producere, instalaţiile de GNL şi instalaţiile de stocare racordate la sistemul de gaze naturale al Republicii Moldova. Capacitatea tehnică a infrastructurii sistemului de gaze naturale rămasă disponibilă se determină în conformitate cu criteriul "N-1". Astfel:

unde:

EP_m – capacitatea tehnică a tuturor punctelor de intrare (mil. m³/zi), cu excepţia capacităţii tehnice a instalaţiilor de producere (P_m), a instalaţiilor de gaze naturale lichefiate (GNLm) (în formulă e altfel) şi a instalaţiilor de stocare (S_m), adică suma capacităţilor tehnice ale tuturor punctelor de intrare de interconectare, prin care e posibilă aprovizionarea cu gaze naturale a Republicii Moldova. Pentru calcularea EP_m, trebuie prezentată lista detaliată a punctelor de intrare şi a capacităţilor individuale ale acestora;

P_m – capacitatea tehnică maximă de producere (milioane m³/zi), ce reprezintă suma capacităţilor zilnice maxime de producere ale tuturor instalaţiilor de producere capabile să aprovizioneze cu gaze naturale Republica Moldova;

S_m – capacitatea tehnică maximă de extracţie din instalaţiile de stocare (milioane m³/zi), ce reprezintă suma capacităţilor tehnice zilnice maxime de extracţie din toate instalaţiile de stocare, ţinând cont de caracteristicile fizice ale fiecărei instalaţii de stocare;

GNL_m – capacitatea tehnică maximă a instalaţiilor de GNL (milioane m³/zi) reprezintă suma capacităţilor tehnice zilnice maxime de extracţie din toate instalaţiile GNL, luând în considerare elemente critice precum descărcarea, serviciile auxiliare, stocarea temporară şi regazificarea GNL, precum şi capacitatea tehnică de extracţie;

I_m – capacitatea tehnică a infrastructurii principale a sistemului de gaze naturale (milioane m³/zi), cu cea mai mare capacitate de aprovizionare a Republicii Moldova. În cazul în care mai multe reţele de gaze naturale sunt racordate la aceeaşi infrastructură, în amonte sau în aval, şi nu pot fi exploatate separat, acestea sunt considerate o singură infrastructură;

D_max – cererea zilnică totală de gaze naturale (milioane m³/zi), pe parcursul unei zile în care s-a înregistrat o cerere excepţional de mare de gaze naturale, constatată cu o probabilitate statistică o dată la 20 de ani.

90. Valoarea determinată conform formulei (1) trebuie să fie egală sau mai mare de 100%.

91. Rezultatul determinării capacităţii infrastructurii sistemului de gaze naturale rămasă disponibilă, în conformitate cu criteriul "N-1", în cazul indisponibilităţii oricărui element principal de infrastructură, se reflectă în Planul de acţiuni preventive.

92. Obligaţia de a asigura că infrastructura sistemului de gaze naturale rămasă disponibilă are capacitatea de a satisface cererea totală de gaze naturale, potrivit prevederilor punctului 88, se consideră a fi respectată şi în cazul în care, în conformitate cu Planul de acţiuni preventive, OST demonstrează că o întrerupere a aprovizionării cu gaze naturale poate fi compensată, în mod suficient şi în timp util, prin măsuri adecvate, bazate pe cererea de pe piaţa gazelor naturale. În acest caz, criteriul "N-1" se calculează în conformitate cu formula (2):

unde:

D_eff – partea (milioane m³/zi) din D_max care, în cazul unei întreruperi în aprovizionarea cu gaze naturale, poate fi acoperită în mod eficient şi în timp util cu măsuri ce se referă la cerere, bazate pe mecanisme de piaţă (de exemplu, prin aplicarea contractelor de furnizare întreruptibilă a gazelor naturale).

93. OST este obligat să asigure capacitate fizică permanentă pentru transportul gazelor naturale în ambele direcţii (în continuare – capacitate bidirecţională) la toate interconexiunile cu ţările vecine. Dezvoltarea sau majorarea capacităţii bidirecţionale a unei interconexiuni se realizează în conformitate cu cerinţele stabilite în anexa la Legea cu privire la gazele naturale şi cu respectarea principiilor generale stabilite la art.42 din Legea cu privire la gazele naturale. Prin excepţie, operatorii sistemelor de transport pot obţine o derogare de la obligaţia stabilită mai sus, cu respectarea procedurii şi a cerinţelor stabilite în anexa la Legea cu privire la gazele naturale.

94. Măsurile necesare pentru a asigura capacitatea bidirecţională la interconexiuni se formulează de către OST după consultarea tuturor operatorilor sistemelor de transport vizaţi şi se bazează pe evaluarea cererii de pe piaţa gazelor naturale, pe raportul cerere – ofertă, pe fezabilitatea din punct de vedere tehnic, pe costurile de realizare a măsurilor necesare pentru a asigura capacităţile bidirecţionale la interconexiuni, inclusiv pe evaluarea impactului asupra consolidării ulterioare a reţelelor de transport al gazelor naturale şi a beneficiilor pentru securitatea aprovizionării cu gaze naturale, cu luarea în considerare a contribuţiei capacităţii bidirecţionale la interconexiuni la îndeplinirea, împreună cu alte măsuri posibile, a standardului privind infrastructura.

ANRE se asigură că investiţiile în orice infrastructură nouă de transport al gazelor naturale contribuie la asigurarea securităţii aprovizionării cu gaze naturale, prin dezvoltarea unei reţele de transport al gazelor naturale bine conectate, inclusiv, după caz, prin intermediul unui număr suficient de puncte de intrare şi de ieşire transfrontaliere, în funcţie de cererea de pe piaţa gazelor naturale şi de riscurile identificate.

95. Organul central de specialitate examinează, în cadrul evaluării naţionale a riscurilor, dacă, într-o perspectivă integrată a sistemelor de gaze naturale şi electroenergetic, există congestii interne şi capacitatea interconexiunilor de intrare şi infrastructura naţională, în special dacă reţelele de transport al gazelor naturale au capacitatea de a adapta fluxurile de gaze naturale transportate pentru necesităţile consumatorilor din Republica Moldova şi pentru fluxurile transfrontaliere, în cazul unui scenariu când este perturbat un element al infrastructurii principale de gaze naturale din ţară, identificat în evaluarea naţională a riscurilor.

Secţiunea a 2-a

Standardul privind aprovizionarea cu gaze naturale

96. Furnizorii de gaze naturale cărora li s-a impus obligaţia de serviciu public şi operatorii de sistem sunt obligaţi să întreprindă măsuri necesare pentru a asigura aprovizionarea cu gaze naturale a consumatorilor protejaţi, în următoarele cazuri:

96.1. temperaturi extreme pe o perioadă de vârf de 7 zile, constatate statistic o dată la 20 de ani;

96.2. orice perioadă de cel puţin 30 de zile în care cererea de gaze naturale este excepţional de mare, constatată statistic o dată la 20 de ani;

96.3. o perioadă de cel puţin 30 de zile, în cazul perturbării infrastructurii principale a sistemului de gaze naturale, în condiţii de iarnă normale.

97. Se consideră consumatori protejaţi:

97.1. consumatorii casnici instalaţiile de utilizare ale cărora sunt racordate la reţeaua de distribuţie a gazelor naturale;

97.2. întreprinderile şi instituţiile care prestează servicii sociale esenţiale, instalaţiile de utilizare ale cărora sunt racordate la reţeaua de distribuţie sau de transport al gazelor naturale;

97.3. întreprinderile mici în sensul Legii nr.179/2016 cu privire la întreprinderile mici şi mijlocii, instalaţiile de utilizare ale cărora sunt racordate la reţeaua de distribuţie a gazelor naturale, cu excepţia titularilor de licenţă pentru vânzarea gazelor naturale comprimate pentru vehicule la staţiile de alimentare;

97.4. centralele electrice de termoficare şi/sau centralele termice instalaţiile de utilizare ale cărora sunt racordate la reţeaua de distribuţie sau de transport al gazelor naturale, care livrează energie termică în sistemul centralizat de alimentare cu energie termică sau care livrează energie termică pentru consumatorii indicaţi la subpunctele 97.1, 97.2 şi 97.3, cu condiţia că acestea nu pot funcţiona cu alţi combustibili decât gazele naturale.

Consumul de gaze naturale de către întreprinderile şi instituţiile menţionate la subpunctele 97.2 şi 97.3 nu depăşeşte, cumulativ, 20% din consumul final total anual de gaze naturale.

Locurile de consum la care întreprinderile şi instituţiile menţionate la subpunctul 97.2 nu prestează servicii sociale esenţiale se consideră consumatori întreruptibili şi pentru acestea pot fi aplicate măsuri de limitare şi/sau de întrerupere a livrării gazelor naturale.

98. Fiecare operator de sistem întocmeşte lista consumatorilor protejaţi, ale căror instalaţii de utilizare sunt racordate la reţelele sale de gaze naturale. Listele consumatorilor protejaţi conţin inclusiv informaţii cu privire la genul de activitate (în cazul consumatorilor noncasnici) şi volumele lunare de gaze naturale pe fiecare loc de consum pentru anul calendaristic anterior. Furnizorii sunt obligaţi să prezinte operatorilor de sistem toate informaţiile necesare pentru întocmirea listelor respective. Listele consumatorilor protejaţi se păstrează la operatorii de sistem respectivi, se actualizează o dată la două luni şi se prezintă, la solicitare, organului central de specialitate şi/sau OST. La apariţia situaţiei excepţionale, operatorii de sistem sunt obligaţi să prezinte imediat listele consumatorilor protejaţi OST.

Anual, până la data de 1 septembrie, OST, în baza informaţiei prezentate de OSD şi furnizori, prezintă organului central de specialitate lista nominală a consumatorilor protejaţi grupaţi pe categorii, ce include informaţia în formatul de raportare coordonat preventiv de OST cu organul central de specialitate.

Operatorii de sistem şi furnizorii sunt responsabili pentru corectitudinea datelor prezentate către OST şi/sau organului central de specialitate.

99. Întreprinderilor de gaze naturale le poate fi impusă obligaţia de a lua măsurile necesare pentru asigurarea aprovizionării cu gaze naturale a consumatorilor protejaţi pe o perioadă mai mare de 30 de zile, în cazul situaţiilor stabilite la subpunctele 96.2 şi 96.3, sau le pot fi impuse obligaţii suplimentare în legătură cu asigurarea securităţii aprovizionării cu gaze naturale, numai după o evaluare a riscurilor, cu condiţia reflectării acestora în Planul de acţiuni preventive şi a respectării următoarelor cerinţe:

99.1. să corespundă prevederilor punctului 27;

99.2. să nu aibă impact negativ asupra capacităţii oricărei ţări părţi a Comunităţii Energetice şi/sau stat membru al Uniunii Europene de a asigura aprovizionarea cu gaze naturale a consumatorilor protejaţi într-o situaţie excepţională.

100. După expirarea intervalelor de timp stabilite conform punctelor 96 şi 99 sau în condiţii mai severe decât cele prevăzute la punctul 96, Comisia, ANRE şi întreprinderile de gaze naturale depun eforturi pentru a menţine aprovizionarea cu gaze naturale, în mod special, a consumatorilor protejaţi.

101. Obligaţiile impuse întreprinderilor de gaze naturale, pentru asigurarea respectării standardului privind aprovizionarea cu gaze naturale a consumatorilor protejaţi conform punctelor 96 şi 99, nu trebuie să fie discriminatorii şi să impună sarcini excesive întreprinderilor de gaze naturale.

102. Guvernul şi ANRE nu trebuie să solicite întreprinderilor de gaze naturale ca standardul privind aprovizionarea cu gaze naturale stabilit în această secţiune să fie îndeplinit utilizând doar infrastructura din ţară.

103. Guvernul, prin intermediul Comisiei şi ANRE, asigură că condiţiile de aprovizionare cu gaze naturale a consumatorilor protejaţi nu aduc niciun prejudiciu bunei funcţionări a pieţei interne de energie a Uniunii Europene, la un preţ care respectă valoarea de piaţă a gazelor naturale furnizate.

104. Măsurile noi, care nu sunt bazate pe mecanisme de piaţă menite să asigure standardul privind aprovizionarea cu gaze naturale, trebuie să corespundă prevederilor punctului 27, precum şi celor menţionate la punctul 65, indiferent dacă acestea fac parte din Planul de acţiuni preventive sau sunt adoptate ulterior.

105. La solicitarea Secretariatului Comunităţii Energetice, organul central de specialitate elaborează şi publică o justificare care să demonstreze conformitatea oricărei măsuri menţionate în această secţiune cu criteriile stabilite la punctul 27.

106. Obligaţia prevăzută la punctul 96 poate fi respectată prin punerea în aplicare a unor măsuri de eficienţă energetică sau prin substituirea gazelor naturale cu o altă sursă de energie, cum ar fi, între altele, sursele regenerabile de energie, în măsura în care se asigură acelaşi nivel de protecţie a consumatorilor protejaţi.

107. Întreprinderea de gaze naturale desemnată de Guvern, în conformitate cu articolul 108² din Legea cu privire la gazele naturale, încheie acorduri şi contracte cu operatorii instalaţiilor de stocare sau cu alţi participanţi ai pieţei gazelor naturale din ţările părţi ale Comunităţii Energetice şi/sau din statele membre ale Uniunii Europene care dispun de instalaţii de stocare subterane a gazelor naturale.

Acordurile şi contractele respective trebuie să prevadă stocarea, până la 1 octombrie, a unor volume de gaze naturale care să corespundă nivelului de cel puţin 15% din consumul mediu anual de gaze naturale al consumatorilor finali din Republica Moldova, instalaţiile de gaze naturale ale cărora sunt racordate la reţelele de gaze naturale ale operatorilor de sistem licenţiaţi, determinat pentru ultimii 5 ani calendaristici. În cazul în care capacitatea transfrontalieră de transport al gazelor naturale sau alte limitări tehnice nu permit utilizarea integrală a volumelor de gaze naturale stocate de 15% din consumul mediu anual de gaze naturale, atunci întreprinderea de gaze naturale desemnată de Guvern trebuie să asigure stocarea numai a volumelor de gaze naturale posibile din punct de vedere tehnic.

108. În cazul în care Guvernul decide crearea de stocuri de combustibil alternativ de către anumiţi participanţi la piaţa gazelor naturale sau de către autorităţi publice, care pot fi utilizate pentru a înlocui consumul de gaze naturale, obligaţia de stocare poate fi redusă proporţional cu obligaţia echivalentă de a stoca alţi combustibili alternativi decât gazele naturale.

Reducerea obligaţiei de stocare se aplică în măsura în care aceasta nu poate fi executată din motive ce ţin de existenţa unor limitări de ordin tehnic sau a unor riscuri majore în ceea ce priveşte asigurarea continuităţii livrării gazelor naturale prin interconexiuni, în cantităţile necesare sau la parametrii de calitate stabiliţi.

109. Organul central de specialitate notifică Secretariatului Comunităţii Energetice şi Grupului de coordonare a securităţii aprovizionării din cadrul Comunităţii Energetice modalitatea de îndeplinire a obligaţiei stabilite la punctul 107, existenţa circumstanţelor prevăzute la punctul 108 şi intenţia de a reduce cantitatea de gaze naturale, care face obiectul obligaţiei de stocare, prin înlocuirea acesteia cu obligaţia echivalentă de a stoca alţi combustibili decât gazele naturale.

110. Organul central de specialitate notifică Secretariatului Comunităţii Energetice definiţia consumatorilor protejaţi, volumele de consum anual de gaze naturale ale consumatorilor protejaţi, inclusiv pe categorii de consumatori protejaţi, şi procentul pe care îl reprezintă consumul de gaze naturale al fiecărei dintre aceste categorii de consumatori protejaţi raportat la consumul final total anual de gaze naturale.

Secţiunea a 3-a

Evaluarea naţională a riscurilor asociate

securităţii aprovizionării cu gaze naturale

111. Organul central de specialitate efectuează evaluarea naţională (în continuare – evaluare naţională a riscurilor) a tuturor riscurilor relevante care afectează securitatea aprovizionării cu gaze naturale.

112. La evaluarea naţională a riscurilor, organul central de specialitate trebuie:

112.1. să utilizeze standardele privind aprovizionarea cu gaze naturale şi infrastructura. Evaluarea naţională a riscurilor descrie calculul efectuat conform criteriului "N-1" la nivel naţional. Evaluarea naţională a riscurilor include, de asemenea, ipotezele utilizate, inclusiv, după caz, cele utilizate pentru calculul efectuat conform criteriului "N-1" la nivel regional, precum şi datele necesare pentru acest calcul. Calculul efectuat conform criteriului "N-1" la nivel naţional este însoţit de simularea perturbării infrastructurii principale de gaze naturale, utilizând modelarea hidraulică pentru teritoriul naţional, precum şi de un calcul al formulei "N-1", luând în considerare nivelul de gaze naturale în instalaţii de stocare de 30% şi de 100% din volumul util maxim;

112.2. să ia în considerare circumstanţele naţionale şi regionale relevante, în mod special mărimea pieţei, configuraţia şi capacitatea reţelelor de transport al gazelor naturale, fluxurile reale de gaze naturale, inclusiv fluxurile transfrontaliere de gaze naturale din ţările părţi ale Comunităţii Energetice şi/sau din statele membre ale Uniunii Europene, existenţa interconexiunilor dintre reţelele de transport al gazelor naturale şi posibilitatea acestora de a efectua fluxuri fizice de gaze naturale bidirecţionale, inclusiv eventuala necesitate de dezvoltare ulterioară a reţelelor de transport al gazelor naturale, existenţa capacităţilor de producere şi de stocare a gazelor naturale sau a terminalelor GNL, contribuţia gazelor naturale în structura surselor de energie la nivel naţional, în mod special pentru producerea energiei electrice şi a energiei termice, pentru alimentarea consumatorilor industriali şi pentru asigurarea aprovizionării cu gaze naturale a consumatorilor protejaţi, precum şi alte aspecte legate de securitatea aprovizionării cu gaze naturale şi de asigurarea funcţionării obiectelor industrial periculoase în condiţii de securitate şi fiabilitate, dar şi aspecte privind calitatea gazelor naturale;

112.3. să elaboreze mai multe scenarii în care cererea de gaze naturale este excepţional de mare, ţinând cont de experienţele anterioare, de probabilitatea, factorul sezonier, de frecvenţa şi durata survenirii unor astfel de evenimente, precum şi să evalueze consecinţele posibile ale acestor scenarii:

112.3.1. perturbarea infrastructurii relevante pentru securitatea aprovizionării cu gaze naturale, cum ar fi în cazul afectării infrastructurii principale de transport, a instalaţiilor de stocare sau a terminalelor GNL, inclusiv a infrastructurii principale de gaze naturale, identificată pentru efectuarea calculelor conform criteriului "N-1"; şi

112.3.2. întreruperea livrării gazelor naturale de la furnizorii de gaze naturale din ţări terţe şi, după caz, riscurile geopolitice;

112.4. să identifice, după caz, măsurile reciproce de acţiune şi de corelare a riscurilor cu ţările vecine, părţi ale Comunităţii Energetice şi/sau state membre ale Uniunii Europene, inclusiv în legătură cu interconexiunile, cu livrarea transfrontalieră, cu accesul transfrontalier la instalaţiile de stocare sau la terminale GNL şi cu capacităţile bidirecţionale la interconexiuni;

112.5. să ia în considerare riscurile legate de controlul infrastructurii relevante pentru securitatea aprovizionării cu gaze naturale, ceea ce poate implica, între altele, riscul de investiţii insuficiente, riscul subminării diversificării, riscul folosirii infrastructurii existente în scopuri improprii şi cel al nerespectării legislaţiei Comunităţii Energetice;

112.6. să ia în calcul capacităţile maxime de interconexiune la fiecare punct de intrare şi de ieşire la/de la frontiera ţării şi de diferite niveluri de completare a instalaţiilor de stocare, precum şi să ţină cont de construcţia de noi interconexiuni şi implementarea diverselor proiecte de infrastructură, care vor contribui la îmbunătăţirea şi diversificarea ofertei în aprovizionarea cu gaze naturale pe termen mediu şi lung şi care vor influenţa asupra securităţii aprovizionării cu gaze naturale;

112.7. să ia în considerare scenarii de întrerupere prelungită a unei singure surse de furnizare a gazelor naturale.

113. La evaluarea naţională a riscurilor, se identifică posibilele scenarii de risc, care pot duce la creşterea excepţională a cererii de gaze naturale, la întreruperea furnizării gazelor naturale importate sau la afectarea livrării gazelor naturale pe teritoriul Republicii Moldova, cauza şi durata acestora, precum şi situaţia existentă pe piaţa gazelor naturale, caracterizată prin lipsa producerii locale de gaze naturale, a instalaţiilor de stocare a gazelor naturale şi a terminalelor GNL. La stabilirea principalelor scenarii de risc, care pot afecta în mod substanţial securitatea aprovizionării cu gaze naturale, trebuie luate în considerare următoarele aspecte:

113.1. defecţiunile tehnice ale reţelelor de transport al gazelor naturale situate în afara ţării;

113.2. defecţiunile tehnice în reţelele de transport al gazelor naturale din ţară;

113.3. condiţiile meteo extreme, indicate în punctul 96, care duc la creşterea excepţională a cererii de gaze naturale;

113.4. sistările de furnizare a gazelor naturale importate pe una sau pe ambele direcţii de import (din Vest sau din Est).

114. La evaluarea naţională a riscurilor, se determină nivelul de criză şi posibilele consecinţe ale apariţiei riscurilor, precum şi măsurile necesare pentru reducerea la minimum a riscurilor.

115. În conformitate cu prezentul Regulament, riscurile sunt grupate în trei niveluri de criză, după cum urmează:

115.1. nivel de alertă timpurie;

115.2. nivel de alertă;

115.3. nivel de urgenţă.

116. La evaluarea naţională a riscurilor, organul central de specialitate ţine cont de planul de dezvoltare a reţelelor de transport al gazelor naturale, de planurile de dezvoltare a reţelelor de distribuţie a gazelor naturale, elaborate de operatorii de sistem şi aprobate de ANRE, în conformitate cu Legea cu privire la gazele naturale, de progresele înregistrate în legătură cu efectuarea investiţiilor necesare pentru a îndeplini standardul privind infrastructura, stabilit în secţiunea 1 a prezentului capitol, precum şi de dificultăţile specifice ale ţării, cum ar fi lipsa capacităţilor de producere, lipsa terminalelor de GNL şi a instalaţilor de stocare a gazelor naturale şi alte dificultăţi.

117. La evaluarea naţională a riscurilor, organul central de specialitate indică dacă există congestii în reţelele de transport al gazelor naturale şi dacă infrastructura sistemului de gaze naturale, în mod special reţelele de transport al gazelor naturale, are capacitatea de a adapta fluxurile de gaze naturale în cazul unui scenariu care implică afectarea infrastructurii principale a sistemului de gaze naturale.

118. Evaluarea naţională a riscurilor se pregăteşte de către organul central de specialitate, în conformitate cu modelul stabilit în anexa nr.1 la prezentul Regulament, în baza informaţiei solicitate de acesta şi prezentate de întreprinderile de gaze naturale, în special de OST, precum şi de ANRE. La necesitate, evaluarea naţională a riscurilor poate include informaţii adiţionale, precum simularea la nivelul Uniunii Europene a scenariilor de perturbare a aprovizionării cu gaze naturale şi a infrastructurii, efectuată de reţeaua europeană a operatorilor sistemelor de transport al gazelor naturale (ENTSO-G).

119. Întreprinderile de gaze naturale, consumatorii industriali de gaze naturale, organizaţiile relevante care promovează interesele consumatorilor casnici şi ale consumatorilor industriali de gaze naturale şi ANRE colaborează cu organul central de specialitate şi, la solicitarea acestuia, prezintă toate informaţiile necesare pentru evaluarea naţională şi generală a riscurilor.

120. Rezultatele evaluării naţionale a riscurilor se reflectă în Planul de acţiuni preventive.

121. Evaluarea naţională a riscurilor se actualizează la fiecare patru ani după aprobare, excepţie fiind situaţiile când se justifică o frecvenţă mai mare de actualizare. Evaluarea naţională a riscurilor ţine cont de progresele înregistrate în derularea investiţiilor necesare pentru a îndeplini standardul privind infrastructura, definit în secţiunea 1 din prezentul capitol, şi de dificultăţile specifice întâmpinate la implementarea soluţiilor alternative noi. Actualizările se bazează, de asemenea, pe experienţa acumulată prin simularea Planului de urgenţă, în conformitate cu secţiunea a 3-a din capitolul III.

122. Organul central de specialitate prezintă Secretariatului Comunităţii Energetice evaluarea naţională a riscurilor.

123. Organul central de specialitate solicită analizele de risc de la întreprinderile de gaze naturale şi de la participanţii pieţei gazelor naturale, precum şi orice date suplimentare necesare pentru elaborarea raportului cu privire la rezultatele monitorizării securităţii aprovizionării cu gaze naturale.

Capitolul V

ASIGURAREA SCHIMBULUI DE INFORMAŢII, A SECRETULUI PROFESIONAL

ŞI MONITORIZAREA ASIGURĂRII APROVIZIONĂRII CU GAZE NATURALE

Secţiunea 1

Schimbul de informaţii

124. În cazul în care se constată una din situaţiile excepţionale stabilite la punctul 77, întreprinderile de gaze naturale, electroenergetice şi termoenergetice vizate, prin intermediul OST, pun zilnic, la dispoziţia Comisiei, a organului central de specialitate, în mod special, următoarele informaţii:

124.1. prognoza cererii zilnice şi a furnizării zilnice de gaze naturale pentru următoarele trei zile, în milioane de metri cubi pe zi;

124.2. fluxurile zilnice de gaze naturale la toate punctele de intrare şi de ieşire transfrontaliere, precum şi la toate punctele care racordează o instalaţie de producere a gazelor naturale, o instalaţie de stocare sau un terminal GNL la reţeaua de gaze naturale, în milioane de metri cubi pe zi;

124.3. perioada de timp, exprimată în zile, pentru care se estimează că este posibilă asigurarea aprovizionării cu gaze naturale a consumatorilor protejaţi.

125. După încetarea situaţiei de urgenţă, organul central de specialitate prezintă Secretariatului Comunităţii Energetice, în cel mai scurt timp, dar cel târziu în termen de şase săptămâni de la încetarea situaţiei de urgenţă, evaluarea detaliată a situaţiei de urgenţă şi a eficacităţii măsurilor implementate, inclusiv evaluarea impactului economic al situaţiei de urgenţă, a impactului asupra sectorului electroenergetic şi evaluarea asistenţei acordate sau primite de la ţările părţi ale Comunităţii Energetice şi de la statele membre al Uniunii Europene. Evaluarea este pusă la dispoziţia Grupului de coordonare privind securitatea aprovizionării cu gaze naturale din cadrul Comunităţii Energetice şi se reflectă în actualizarea Planului de acţiuni preventive şi a Planului de urgenţă.

126. În circumstanţe justificate, indiferent dacă se constată sau nu o situaţie de urgenţă, organul central de specialitate poate solicita întreprinderilor de gaze naturale să prezinte informaţiile menţionate la punctul 124 sau informaţii suplimentare necesare pentru a evalua situaţia în ansamblu a aprovizionării cu gaze naturale în ţară sau în alt stat membru al Uniunii Europene sau parte a Comunităţii Energetice, inclusiv informaţiile contractuale, altele decât informaţiile referitoare la preţuri.

127. Pentru a permite autorităţilor competente din ţările părţi ale Comunităţii Energetice sau din statele membre ale Uniunii Europene şi Secretariatului Comunităţii Energetice să evalueze situaţia securităţii aprovizionării cu gaze naturale la nivel naţional, fiecare întreprindere de gaze naturale notifică:

127.1. organului central de specialitate şi ANRE, detalii ale contractelor de furnizare a gazelor, cu aplicabilitate transfrontalieră şi cu durata mai mare de un an, pe care le-a încheiat în vederea aprovizionării cu gaze naturale:

127.1.1. durata contractului;

127.1.2. volumele/cantităţile anuale de gaze naturale contractate (m³ şi/sau MWh);

127.1.3. volumele/cantităţile zilnice maxime de gaze naturale contractate în situaţie de alertă sau de urgenţă (m³ şi/sau MWh);

127.1.4. punctele de livrare contractate;

127.1.5. volumele/cantităţile minime zilnice şi lunare de gaze naturale (m³ şi/sau MWh);

127.1.6. condiţiile de suspendare a livrărilor de gaze naturale;

127.1.7. informaţiile cu privire la faptul dacă contractul, în mod individual sau cumulativ cu contractele sale încheiate cu acelaşi furnizor sau cu filialele acestuia, este echivalent cu sau depăşeşte pragul de 28% menţionat la subpunctul 127.2, în cea mai afectată ţară parte a Comunităţii Energetice.

Întreprinderile de gaze naturale notifică organului central de specialitate informaţii cu privire la toate contractele de furnizare a gazelor cu o durată mai mare de un an, încheiate sau modificate până la 30 noiembrie 2021 sau după această dată (imediat după încheierea sau modificarea lor), care îndeplinesc condiţiile stabilite la subpunctul 127.1;

127.2. autorităţii competente din cea mai afectată ţara parte a Comunităţii Energetice, contractele sale de furnizare a gazelor naturale cu o durată mai mare de un an, încheiate sau modificate până la 30 noiembrie 2021 sau după această dată (imediat după încheierea sau modificarea lor), care, în mod individual sau cumulativ cu contractele sale încheiate cu acelaşi furnizor sau cu filialele acestuia, sunt echivalente cu cel puţin 28% din consumul anual de gaze naturale, care este calculat pe baza celor mai recente date disponibile. Obligaţia de notificare nu se referă la informaţiile privind preţurile şi nu se aplică modificărilor care vizează numai preţul gazelor naturale. Obligaţia de notificare se aplică, de asemenea, tuturor contractelor comerciale relevante pentru executarea contractului de furnizare a gazelor naturale, cu excepţia informaţiilor cu privire la preţuri.

Organul central de specialitate notifică datele enumerate la subpunctul 127.1 Secretariatului Comunităţii Energetice, în formă anonimizată. În cazul încheierii unor contracte noi sau al modificării contractelor existente, toate datele trebuie transmise până la sfârşitul lunii septembrie a anului în curs. În cazul în care organul central de specialitate are îndoieli că un anumit contract, prezentat în conformitate cu subpunctul 127.2, pune în pericol securitatea aprovizionării cu gaze naturale a unei ţări părţi a Comunităţii Energetice sau a unui stat membru al Uniunii Europene, acesta notifică contractul Secretariatului Comunităţii Energetice.

128. În circumstanţe justificate de necesitatea garantării transparenţei contractelor de furnizare a gazelor naturale, relevante pentru securitatea aprovizionării cu gaze naturale, şi în cazul în care se consideră că un contract de furnizare a gazelor naturale ar putea afecta securitatea aprovizionării cu gaze naturale a unei ţări părţi a Comunităţii Energetice sau a unui stat membru al Uniunii Europene, organul central de specialitate, după caz, ANRE sau Secretariatul Comunităţii Energetice poate solicita întreprinderii de gaze naturale să prezinte contractul privind furnizarea gazelor naturale, pentru evaluarea impactului acestuia asupra securităţii aprovizionării cu gaze naturale, excluzând informaţiile referitoare la preţuri. Solicitarea va fi motivată şi poate cuprinde, de asemenea, detaliile oricăror alte contracte comerciale relevante pentru executarea contractului de furnizare a gazelor, excluzând informaţiile referitoare la preţuri. Justificarea include proporţionalitatea sarcinii administrative implicate.

129. Autorităţile competente din ţările vizate, care primesc informaţii în temeiul subpunctului 127.2 sau al punctului 128, evaluează informaţiile primite în ceea ce priveşte securitatea aprovizionării cu gaze naturale în termen de trei luni şi prezintă Secretariatului Comunităţii Energetice rezultatele evaluării.

130. Organul central de specialitate trebuie să ia în considerare informaţiile primite în temeiul prezentei secţiuni la pregătirea evaluării naţionale a riscurilor, a Planului de acţiuni preventive şi a Planului de urgenţă sau la actualizarea acestora. Organul central de specialitate revizuieşte evaluarea naţională a riscurilor şi planurile vizate de solicitarea Secretariatului Comunităţii Energetice, în conformitate cu procedura prevăzută la punctul 37.

131. În sensul prezentului Regulament, "cea mai afectată ţară parte a Comunităţii Energetice" reprezintă o ţară parte a Comunităţii Energetice în care o parte contractuală, la un anumit contract de furnizare a gazelor naturale, înregistrează cea mai mare parte a furnizărilor de gaze naturale sau are cei mai mulţi consumatori finali.

132. Toate contractele sau informaţiile contractuale primite în temeiul punctelor 127 şi 129, precum şi evaluările autorităţilor competente din alte ţări sau ale Secretariatului Comunităţii Energetice sunt confidenţiale. Autorităţile implicate garantează confidenţialitatea deplină a informaţiilor primite în condiţiile prezentului Regulament.

Secţiunea a 2-a

Secretul profesional

133. Orice informaţie sensibilă din punct de vedere comercial primită, schimbată sau transmisă în temeiul secţiunii 1 a prezentului capitol, este confidenţială şi face obiectul condiţiilor de păstrare a secretului profesional prevăzute în prezenta secţiune.

134. Obligaţia de păstrare a secretului profesional se aplică următoarelor persoane, care primesc informaţii confidenţiale în conformitate cu prezentul Regulament:

134.1. persoanelor care lucrează sau au lucrat pentru Secretariatul Comunităţii Energetice;

134.2. auditorilor şi experţilor mandataţi de Secretariatul Comunităţii Energetice;

134.3. persoanelor care lucrează sau au lucrat pentru autorităţile competente şi pentru autorităţile naţionale de reglementare sau pentru alte autorităţi relevante;

134.4. auditorilor şi experţilor mandataţi de organul central de specialitate, de ANRE sau de alte autorităţi relevante.

135. Fără a aduce atingere cazurilor reglementate de Codul penal al Republicii Moldova nr.985/2002 sau altor prevederi ale prezentului Regulament ori ale legislaţiei relevante a Comunităţii Energetice, informaţiile confidenţiale primite de persoanele menţionate la punctul 134, nu pot fi divulgate niciunei alte persoane sau autorităţi decât într-o formă prescurtată sau agregată, care să nu permită identificarea niciunui participant la piaţă.

136. Fără a aduce atingere cazurilor care fac obiectul Codului penal al Republicii Moldova nr.985/2002, Secretariatul Comunităţii Energetice, autorităţile competente din cadrul ţărilor părţi ale Comunităţii energetice şi autorităţile naţionale de reglementare, instituţiile sau persoanele care primesc informaţii confidenţiale în temeiul prezentului Regulament pot utiliza informaţiile confidenţiale numai în executarea sarcinilor şi funcţiilor atribuite. Alte autorităţi, instituţii sau persoane pot utiliza aceste informaţii cu scopul în care le-au fost furnizate sau în cadrul unor proceduri administrative sau judiciare specifice, legate de exercitarea funcţiilor ce le revin.

Secţiunea a 3-a

Monitorizarea securităţii aprovizionării cu gaze naturale

137. Guvernul, prin intermediul organului central de specialitate, asigură monitorizarea securităţii aprovizionării cu gaze naturale, care vizează, în mod special:

137.1. implementarea adecvată a standardelor privind securitatea aprovizionării cu gaze naturale, conform prevederilor art.103 din Legea cu privire la gazele naturale;

137.2. echilibrul dintre cerere şi ofertă pe piaţa gazelor naturale;

137.3. prognoza cererii de gaze naturale şi sursele de acoperire disponibile;

137.4. noile contracte de import pe termen lung al gazelor naturale din ţările terţe;

137.5. volumul util de gaze naturale şi capacitatea de extracţie din instalaţiile de stocare a gazelor naturale;

137.6. gradul de interconectare a sistemului de gaze naturale al Republicii Moldova cu sistemele de gaze naturale ale ţărilor vecine, ale ţărilor părţi ale Comunităţii Energetice şi ale statelor membre ale Uniunii Europene;

137.7. capacităţile de transport suplimentare planificate sau aflate în construcţie;

137.8. calitatea şi nivelul de întreţinere a reţelelor de gaze naturale, precum şi respectarea standardelor de securitate la exploatarea reţelelor de gaze naturale;

137.9. realizarea măsurilor de acoperire a cererii de vârf şi a deficitului de gaze naturale furnizate în cazul indisponibilităţii unuia sau a mai multor furnizori, inclusiv în situaţiile excepţionale în sectorul gazelor naturale.

138. Anual, până la data de 31 iulie, organul central de specialitate întocmeşte şi publică, pe site-ul său web oficial, raportul cu privire la rezultatele monitorizării securităţii aprovizionării cu gaze naturale. Raportul menţionat se prezintă Guvernului şi Secretariatului Comunităţii Energetice şi trebuie să conţină informaţii cu privire la rezultatele monitorizării aspectelor indicate la punctul 137, măsurile luate sau planificate în legătură cu acestea, capacitatea sistemului de gaze naturale de a satisface cererea existentă şi prognoza consumului de gaze naturale, precum şi informaţii cu privire la:

138.1. impactul concurenţial al măsurilor întreprinse în conformitate cu prevederile art.105 din Legea cu privire la gazele naturale asupra tuturor participanţilor la piaţa gazelor naturale;

138.2. disponibilitatea capacităţilor de stocare a gazelor naturale;

138.3. durata contractelor de procurare a gazelor naturale pe termen lung, încheiate de către întreprinderile de gaze naturale înregistrate în Republica Moldova, în mod special durata rămasă şi gradul de lichiditate a pieţei de gaze naturale;

138.4. cadrul de reglementare pentru oferirea de stimulente corespunzătoare noilor investiţii.

139. În caz de necesitate, în scopul realizării funcţiilor de monitorizare atribuite, organul central de specialitate colaborează cu alte organe centrale de specialitate ale administraţiei publice, cu alte autorităţi publice competente, inclusiv cu ANRE, şi solicită prezentarea informaţiilor necesare de către întreprinderile de gaze naturale, asigurând confidenţialitatea informaţiilor care constituie secret.

Anexa nr.1

la Regulamentul cu privire la situaţiile

excepţionale în sectorul gazelor naturale

MODEL

de evaluare naţională a riscurilor

1. Informaţii generale

Denumirea autorităţii responsabile de elaborarea evaluării naţionale a riscurilor

2. Descrierea reţelelor de gaze naturale

2.1. Scurtă descriere a reţelelor de gaze naturale, care cuprinde:

2.1.1. date privind consumul final de gaze naturale: consumul anual (în miliarde de m³ şi/sau MWh) şi repartizarea pe tipuri de consumatori finali, cererea în perioadele de vârf (în milioane de m³/zi şi/sau MWh/zi);

2.1.2. descrierea funcţionării reţelei de gaze naturale la nivel naţional, incluzând infrastructura;

2.1.3. identificarea infrastructurilor-cheie relevante pentru securitatea aprovizionării cu gaze naturale;

2.1.4. repartizarea surselor de import al gazelor naturale în funcţie de ţara de origine;

2.1.5. descrierea rolului instalaţiilor de stocare a gazelor naturale, după caz, care include:

2.1.5.1. capacitatea de stocare (volumul total şi volumul disponibil de gaze naturale), în comparaţie cu cererea în sezonul de încălzire;

2.1.5.2. capacitatea zilnică maximă de extracţie la diferite niveluri de completare a instalaţiilor de stocare (în mod ideal, la nivel de stocuri pline şi la nivelurile de la sfârşit de sezon).

2.2. Descrierea rolului producerii interne de gaze naturale, care include:

2.2.1. volumul de gaze naturale produse în ceea ce priveşte consumul anual final de gaze naturale;

2.2.2. capacitatea de producere zilnică maximă de gaze naturale.

2.3. Descrierea rolului gazelor naturale în producerea de energie electrică (de exemplu, importanţa şi rolul de combustibil de rezervă, complementar faţă de sursele regenerabile de energie), inclusiv capacitatea de generare pe bază de gaze naturale (totalul în MWe şi ca procentaj din capacitatea totală de generare) şi cogenerarea (totalul în MWe şi ca procentaj din capacitatea totală de generare).

3. Standardul privind infrastructura

Descrierea modului de conformare cu standardul privind infrastructura, incluzând principalele valori utilizate pentru formula "N-1", opţiunile alternative de conformare cu acest standard (împreună cu ţările părţi ale Comunităţii Energetice direct conectate, prin măsuri axate pe cerere) şi capacităţile bidirecţionale la interconexiunile existente, după cum urmează:

3.1. formula "N-1":

3.1.1. identificarea infrastructurii principale unice de gaze naturale;

3.1.2. calculele efectuate conform criteriului "N-1" la nivel naţional;

3.1.3. descrierea valorilor utilizate pentru toate elementele din formula "N-1", inclusiv valorile intermediare folosite pentru calculul acestora (de exemplu, pentru EPm se precizează capacitatea tuturor punctelor de intrare luate în considerare în cadrul acestui parametru);

3.1.4. indicarea metodologiilor folosite, după caz, pentru calcularea parametrilor din formula "N-1" (de exemplu, Dmax);

3.1.5. explicarea rezultatelor calculării formulei "N-1", luând în considerare nivelul stocurilor de 30% şi de 100% din volumul util maxim;

3.1.6. explicarea principalelor rezultate ale simulării calculelor efectuate conform criteriului "N-1", utilizând un model hidraulic;

3.1.7. calculul efectuat conform criteriului "N-1", utilizând măsuri axate pe cerere, după caz:

3.1.7.1. efectuarea calculelor conform "N-1", în conformitate cu punctul 2 din anexa 2;

3.1.7.2. descrierea valorilor utilizate pentru toate elementele din formula "N-1", incluzând cifrele intermediare folosite pentru calculul acesteia (dacă sunt diferite de cifrele descrise la subpunctul 3.1.3);

3.1.7.3. indicarea metodologiilor folosite, după caz, pentru calcularea parametrilor din formula "N-1" (de exemplu, Dmax) (a se utiliza anexele pentru explicaţii detaliate);

3.1.7.4. explicarea măsurilor bazate pe mecanisme de piaţă axate pe cerere adoptate/care urmează a fi adoptate, pentru a compensa o perturbare în aprovizionarea cu gaze naturale şi impactul preconizat al acestora (Deff);

3.2. capacitatea bidirecţională la interconexiuni:

3.2.1. se indică punctele de interconexiune care dispun de capacitate bidirecţională la interconexiuni, precum şi capacitatea maximă a fluxurilor bidirecţionale;

3.2.2. se indică dispoziţiile care reglementează utilizarea capacităţii de flux (revers) în direcţia opusă fluxului fizic principal de gaze naturale (de exemplu, capacitatea întreruptibilă);

3.2.3. se indică punctele de interconexiune în cazul cărora s-a acordat o derogare, durata derogării şi a motivelor pentru care a fost acordată.

4. Identificarea riscurilor

Se descriu factorii de risc care ar putea avea impact negativ asupra securităţii aprovizionării cu gaze naturale, probabilitatea şi consecinţele acestora.

Lista neexhaustivă a tipurilor de factori de risc care trebuie să fie incluşi în evaluare, după caz, potrivit organului central de specialitate:

4.1. surse politice:

4.1.1. perturbări în aprovizionarea cu gaze naturale din ţări terţe, din diferite motive;

4.1.2. tulburări politice (fie în ţara de origine, fie într-o ţară de tranzit a gazelor naturale);

4.1.3. război/război civil (fie în ţara de origine, fie într-o ţară de tranzit);

4.1.4. terorism;

4.2. surse tehnologice:

4.2.1. explozie /incendii;

4.2.2. incendii în interiorul unei anumite instalaţii;

4.2.3. scurgeri de gaze naturale;

4.2.4. lipsa unei întreţineri adecvate;

4.2.5. defectarea echipamentului (eşec la demarare, defecţiune în timpul funcţionării etc.);

4.2.6. lipsa energiei electrice (sau a unei alte surse de energie);

4.2.7. defecţiune a TIC (eroare de hardware sau de software, probleme legate de internet sau de sistemul SCADA etc.);

4.2.8. atac cibernetic;

4.2.9. impactul cauzat de lucrări de excavare (săpături, lucrări de batere a pilonilor), lucrări de terasament etc.

4.3. surse comerciale/de piaţă/financiare:

4.3.1. acorduri cu furnizori din ţări terţe;

4.3.2. litigii comerciale;

4.3.3. controlul infrastructurii relevante pentru securitatea aprovizionării cu gaze naturale, efectuat de entităţi din ţări terţe, ceea ce poate presupune, printre altele, riscul de investiţii insuficiente, riscul subminării diversificării şi cel al nerespectării aquis-ului Comunităţii Energetice;

4.3.4. volatilitatea preţurilor la gazele naturale;

4.3.5. investiţii insuficiente;

4.3.6. creşterea cererii de vârf brusc şi neaşteptat;

4.3.7. alte riscuri care ar putea duce la deficienţe structurale;

4.4. surse sociale:

4.4.1. greve (în diferite sectoare conexe, cum ar fi în sectorul gazelor naturale, în porturi, în transport etc.);

4.4.2. sabotaj;

4.4.3. vandalism;

4.4.4. furt;

4.5. surse naturale:

4.5.1. cutremure;

4.5.2. alunecări de teren;

4.5.3. inundaţii (ploi abundente, revărsări ale râurilor);

4.5.4. furtuni (maritime);

4.5.5. avalanşe;

4.5.6. condiţii meteorologice extreme;

4.5.7. incendii (în exteriorul instalaţiei, cum ar fi în păduri sau pe pajişti aflate în apropiere etc.);

4.6. analiza:

4.6.1. se identifică factorii de risc relevanţi pentru stat, inclusiv probabilitatea şi impactul acestora;

4.6.2. se descriu criteriile utilizate pentru a determina dacă o reţea de gaze naturale este expusă unor riscuri ridicate/inacceptabile;

4.6.3. se elaborează lista scenariilor de risc relevante, în conformitate cu factorii de risc, cu probabilitatea acestora, se descrie modul în care a avut loc selecţia.

5. Analiza şi evaluarea riscurilor

Se analizează scenariile de risc relevante identificate la punctul 3. Se includ, în cadrul simulării scenariilor de risc, măsurile existente de securitate a aprovizionării cu gaze naturale, cum ar fi, printre altele, standardul privind infrastructura, calculat conform criteriului "N-1", astfel cum se prevede la punctul 2 din anexa nr.1, şi standardul privind aprovizionarea cu gaze naturale. Pentru fiecare scenariu de risc:

5.1. se descrie în detalii scenariul de risc, inclusiv toate ipotezele, şi, după caz, metodologiile care stau la baza calculării acestora;

5.2. se descriu în detalii rezultatele simulărilor efectuate, incluzând cuantificarea impactului (de exemplu, volumele de gaze naturale nelivrate, consecinţele socio-economice, efectele asupra producerii de energie termică şi cele asupra producerii de energie electrică).

Anexa nr.2

la Regulamentul cu privire la situaţiile

excepţionale în sectorul gazelor naturale

MODEL

Plan de acţiuni preventive

1. Informaţii generale

Denumirea autorităţii responsabile de elaborarea planului

2. Descrierea reţelei de gaze naturale

2.1. Scurtă descriere a sistemului de gaze naturale, care cuprinde:

2.1.1. date privind consumul de gaze naturale: consumul anual de gaze naturale (în miliarde de m³ şi/sau MWh) şi repartizarea pe tip de consumatori, cererea în perioadele de vârf (în milioane de m³/zi şi sau MWh/zi);

2.1.2. descrierea funcţionării sistemului de gaze naturale la nivel naţional, incluzând infrastructura;

2.1.3. identificarea infrastructurii-cheie relevante pentru securitatea aprovizionării cu gaze naturale;

2.1.4. repartizarea surselor de import a gazelor în funcţie de ţara de origine;

2.1.5. descrierea rolului instalaţiilor de stocare, care include, după caz:

2.1.5.1. capacitatea de stocare (volumul total şi volumul disponibil de gaze naturale), în comparaţie cu cererea în sezonul de încălzire;

2.1.5.2. capacitatea zilnică maximă de extracţie la diferite niveluri de completare a instalaţiilor de stocare (în mod ideal, la nivel de stocuri pline şi la nivelurile de la sfârşit de sezon);

2.2. descrierea rolului producerii interne de gaze naturale, care include:

2.2.1. volumul de gaze naturale produse în ceea ce priveşte consumul anual final de gaze naturale;

2.2.2. capacitatea maximă de producere zilnică;

2.3. descrierea rolului gazelor naturale în producerea de energie electrică (de exemplu, importanţa şi rolul în calitate de combustibil de rezervă, complementar faţă de sursele regenerabile de energie), inclusiv capacitatea de generare pe bază de gaze naturale (totalul în MWe şi ca procentaj din capacitatea totală de generare) şi cogenerare (totalul în MWe şi ca procentaj din capacitatea totală de generare);

2.4. descrierea rolului măsurilor de eficienţă energetică şi efectul acestora asupra consumului final anual de gaze naturale.

3. Rezumatul evaluării riscurilor

Se descriu pe scurt rezultatele evaluării naţionale a riscurilor, care includ:

3.1. lista scenariilor evaluate şi o scurtă descriere a ipotezelor aplicate pentru fiecare scenariu, precum şi riscurile/deficienţele identificate;

3.2. principalele concluzii ale evaluării naţionale a riscurilor.

4. Standardul privind infrastructura

Se descrie modul de conformare cu standardul privind infrastructura, incluzând principalele valori utilizate la efectuarea calculelor conform criteriului "N-1", opţiunile alternative de conformare cu acest standard (împreună cu statele vecine părţi ale Comunităţii Energetice, prin măsuri bazate pe cerere) şi capacităţile bidirecţionale la interconexiunile existente, după cum urmează:

4.1. formula "N-1":

4.1.1. identificarea infrastructurii principale unice de gaze naturale;

4.1.2. calcularea formulei "N-1" la nivel naţional;

4.1.3. descrierea valorilor utilizate pentru toate elementele din formula "N-1", incluzând valorile intermediare folosite pentru calcul (de exemplu, pentru EPm, se precizează capacitatea tuturor punctelor de intrare luate în considerare în cadrul acestui parametru);

4.1.4. indicarea metodologiilor folosite, după caz, pentru calcularea parametrilor din formula "N-1" (de exemplu, Dmax);

4.1.5. calcularea formulei "N-1", utilizând măsuri axate pe cerere (în cazul în care organul central de specialitate decide):

4.1.5.1. calcularea formulei "N-1" la nivel naţional;

4.1.5.2. descrierea valorilor utilizate pentru toate elementele din formula "N-1", incluzând cifrele intermediare folosite pentru calcul (dacă sunt diferite de cifrele descrise la subpunctul 3.1.3 din prezenta anexă);

4.1.5.3. , indicarea metodologiilor folosite pentru calcularea parametrilor din formula "N-1" (de exemplu, Dmax), după caz;

4.1.5.4. explicaţia măsurilor bazate pe mecanisme de piaţă legate de cerere, adoptate/care urmează a fi adoptate, pentru a compensa perturbarea în aprovizionarea cu gaze naturale şi impactul preconizat al acesteia (Deff);

4.1.5.5. calcularea formulei "N-1";

4.1.5.6. descrierea valorilor utilizate pentru toate elementele din formula "N-1", incluzând valorile intermediare folosite pentru calcul (dacă sunt diferite de cifrele descrise la subpunctul 3.1.3 din prezenta anexă);

4.1.5.7. indicaţia metodologiilor şi ipotezelor folosite, după caz, pentru calcularea parametrilor din formula "N-1" (de exemplu, Dmax);

4.1.5.8. explicaţia mecanismelor convenite pentru a asigura conformitatea cu formula "N-1";

4.2. capacitatea bidirecţională la interconexiuni:

4.2.1. se indică punctele de interconectare care dispun de capacitate bidirecţională la interconexiuni şi capacitatea maximă a fluxurilor bidirecţionale;

4.2.2. se indică dispoziţiile care reglementează utilizarea capacităţii de flux inversat (de exemplu, capacitatea întreruptibilă);

4.2.3. se indică punctele de interconexiune în cazul cărora s-a acordat o derogare, durata derogării şi motivele pentru care a fost acordată.

5. Standardul privind aprovizionarea cu gaze naturale

Se descriu măsurile adoptate în scopul conformării cu standardul privind aprovizionarea cu gaze naturale, precum şi cu orice standard privind aprovizionarea suplimentară cu gaze naturale sau cu orice obligaţie suplimentară impusă din motive de securitate a aprovizionării cu gaze naturale:

5.1. definiţia consumatorilor protejaţi, inclusiv categoriile de consumatori vizate şi consumul lor anual de gaze naturale (per categorie, valoare netă şi procentul din consumul anual de gaze naturale);

5.2. volumele de gaze naturale necesare pentru conformarea cu standardul privind aprovizionarea cu gaze naturale, în conformitate cu scenariile descrise în prezentul Regulament;

5.3. capacitatea necesară pentru conformarea cu standardul privind aprovizionarea cu gaze naturale, în conformitate cu scenariile descrise în prezentul Regulament;

5.4. măsurile în vigoare pentru conformarea cu standardul privind aprovizionarea cu gaze naturale:

5.4.1. descrierea măsurilor;

5.4.2. destinatarii;

5.4.3. descrierea sistemului de monitorizare ex-ante a conformităţii cu standardul de aprovizionare în cazul în care acesta există;

5.4.4. regimul de sancţiuni, dacă există;

5.4.5. se descrie, pentru fiecare măsură:

5.4.5.1. impactul economic, eficacitatea şi eficienţa măsurii;

5.4.5.2. impactul asupra mediului;

5.4.5.3. impactul asupra consumatorului;

5.4.6. în cazul în care se aplică măsuri care nu se bazează pe piaţă (pentru fiecare măsură):

5.4.6.1. se justifică necesitatea măsurii (şi anume, de ce securitatea aprovizionări cu gaze naturale nu poate fi asigurată numai prin măsuri bazate pe mecanisme de piaţă);

5.4.6.2. se justifică de ce măsura este proporţionată (şi anume, de ce măsura nebazată pe piaţă constituie mijlocul cel mai puţin restrictiv pentru obţinerea efectului dorit);

5.4.6.3. se prezintă analiza impactului unei astfel de măsuri:

5.4.6.3.1. asupra securităţii aprovizionării cu gaze naturale a altor ţări părţi ale Comunităţii Energetice sau state membre ale Uniunii Europene;

5.4.6.3.2. asupra pieţei naţionale;

5.4.6.3.3. asupra pieţei interne de energie a Uniunii Europene;

5.4.6.4. în cazul măsurilor introduse la sau după data de 30 noiembrie 2021, se indică un scurt rezumat al evaluării impactului sau un link către evaluarea impactului măsurii (măsurilor), efectuată în conformitate cu punctul 51 din prezentul Regulament;

5.5. se descrie orice standard privind aprovizionarea suplimentară cu gaze naturale sau orice obligaţie suplimentară impusă din motive de securitate a aprovizionării cu gaze naturale, după caz:

5.5.1. descrierea măsurii (măsurilor);

5.5.2. mecanismul de reducere, pentru a reveni la valorile obişnuite în spirit de solidaritate;

5.6. se descrie orice standard nou privind aprovizionarea suplimentară cu gaze naturale sau orice obligaţie suplimentară impusă din motive de securitate a aprovizionării cu gaze naturale, adoptate la sau după data de 30 noiembrie 2021, după caz;

5.6.1. destinatarii;

5.6.2. volumele de gaze naturale şi capacităţile afectate;

5.6.3. se indică modul în care măsura îndeplineşte condiţiile prevăzute la punctul 99.

6. Măsuri preventive

Măsurile preventive existente sau care urmează a fi adoptate:

6.1. se descriu fiecare dintre măsurile preventive adoptate pentru fiecare risc identificat în conformitate cu evaluarea naţională a riscurilor, incluzând descrierea:

6.1.1. dimensiunii lor naţionale sau regionale;

6.1.2. impactului lor economic, a eficacităţii şi a eficienţei lor;

6.1.3. impactului lor asupra consumatorilor finali;

6.1.4. se indică, după caz:

6.1.4.1. măsuri pentru dezvoltarea interconexiunilor între ţările vecine părţi ale Comunităţii Energetice;

6.1.4.2. măsuri pentru diversificarea rutelor şi a surselor de aprovizionare cu gaze naturale;

6.1.4.3. măsuri pentru protejarea infrastructurile-cheie relevante pentru securitatea aprovizionării în ceea ce priveşte controlul exercitat de entităţi din ţări terţe (incluzând, după caz, legi generale sau sectoriale referitoare la verificarea prealabilă a investiţiilor, drepturi speciale pentru anumiţi acţionari etc.);

6.2. în cazul în care se aplică măsuri care nu sunt bazate pe mecanisme de piaţă (pentru fiecare măsură):

6.2.1. se justifică de ce măsura este necesară (şi anume, de ce securitatea aprovizionării cu gaze naturale nu poate fi asigurată numai prin măsuri de piaţă);

6.2.2. se justifică de ce măsura este proporţionată (şi anume, de ce măsura nebazată pe piaţă constituie mijlocul cel mai puţin restrictiv pentru obţinerea efectului dorit);

6.2.3. se prezintă analiza impactului unei astfel de măsuri:

6.2.3.1. justificarea necesităţii măsurii (şi anume, de ce securitatea aprovizionării cu gaze naturale nu poate fi asigurată numai prin măsuri bazate pe mecanisme de piaţă);

6.2.3.2. justificarea proporţionalităţii măsurii (şi anume, de ce măsura care nu se bazează pe mecanisme de piaţă constituie mijlocul cel mai puţin restrictiv pentru obţinerea efectului scontat);

6.2.3.3. se prezintă analiza impactului unei astfel de măsuri asupra:

6.2.3.3.1. securităţii aprovizionării cu gaze naturale a altor ţări părţi ale Comunităţii Energetice;

6.2.3.3.2. pieţei naţionale;

6.2.3.3.3. pieţei interne de energie a Uniunii Europene;

6.2.3.3.4. se explică în ce măsură au fost luate în considerare măsuri de eficienţă, inclusiv măsuri de eficienţă bazate pe cerere, pentru a spori securitatea aprovizionării cu gaze naturale;

6.2.3.3.5. se explică în ce măsură au fost luate în considerare surse regenerabile de energie, pentru a spori securitatea aprovizionării.

7. Alte măsuri şi obligaţii (de exemplu, funcţionarea în condiţii de siguranţă a reţelei de gaze naturale)

Se descriu alte măsuri şi obligaţii care au fost impuse întreprinderilor de gaze naturale şi altor entităţi relevante, care sunt susceptibile de a avea impact asupra securităţii aprovizionării cu gaze naturale, cum ar fi obligaţii privind funcţionarea în condiţii de siguranţă a reţelei de gaze naturale, incluzând cine ar fi afectat de obligaţia respectivă, precum şi volumele de gaze naturale vizate. Se explica cu precizie când şi cum se aplică măsurile respective.

8. Proiecte de infrastructură

Se descriu proiectele de infrastructură viitoare, inclusiv proiectele de interes comun din grupurile de risc relevante, indicând calendarul estimativ pentru implementarea acestora, capacităţile şi impactul estimat asupra securităţii aprovizionării cu gaze naturale din grupul de risc.

9. Obligaţiile de serviciu public cu privire la securitatea aprovizionării cu gaze naturale

Se indică obligaţiile de serviciu public existente legate de securitatea aprovizionării cu gaze naturale şi se descriu pe scurt (a se utiliza anexele pentru informaţii mai detaliate). Se explică clar cine trebuie să respecte aceste obligaţii şi în ce mod. După caz, se descriu modul şi momentul în care obligaţiile respective de serviciu public sunt declanşate.

10. Consultări cu părţile interesate

În conformitate cu punctul 30 din prezentul Regulament, se descrie mecanismul utilizat pentru consultările efectuate la elaborarea şi la promovarea Planului de acţiuni preventive, precum şi rezultatele acestora, desfăşurate cu:

10.1. întreprinderile de gaze naturale;

10.2. organizaţiile relevante reprezentând interesele consumatorilor casnici;

10.3. organizaţiile care reprezentă interesele consumatorilor industriali de gaze naturale, incluzând producătorii de energie electrică;

10.4. autoritatea naţională de reglementare.

11. Mecanismele dezvoltate pentru cooperare

Se descriu mecanismele utilizate pentru cooperarea dintre ţările părţi ale Comunităţi Energetice, inclusiv pentru elaborarea măsurilor transfrontaliere.

Anexa nr.3

la Regulamentul cu privire la situaţiile

excepţionale în sectorul gazelor naturale

MODEL

Plan de urgenţă

1. Informaţii generale

Denumirea autorităţii responsabile pentru elaborarea planului

2. Definirea nivelurilor de criză

2.1. Se indică organul/entitatea responsabilă pentru constatarea fiecărui nivel de criză şi procedurile de urmat în fiecare caz.

2.2. Dacă există, se includ indicatorii sau parametrii utilizaţi pentru a analiza dacă un eveniment poate duce la deteriorarea semnificativă a aprovizionării cu gaze naturale şi pentru a decide cu privire la declararea unui anumit nivel de criză.

3. Măsurile adoptate pentru fiecare nivel de criză

3.1. Alerta timpurie

Se descriu măsurile care trebuie aplicate, indicând pentru fiecare măsură:

3.1.1. scurtă descriere a măsurii şi a principalelor părţi implicate;

3.1.2. procedura de urmat, după caz;

3.1.3. contribuţia preconizată a măsurii la gestionarea impacturilor oricărui eveniment sau la pregătirea înainte de producerea unui eveniment;

3.1.4. fluxurile de informaţii între părţile implicate.

3.2. Nivelul de alertă

Se descriu măsurile care trebuie aplicate, indicând pentru fiecare măsură:

3.2.1. scurtă descriere a măsurii şi a principalelor părţi implicate;

3.2.2. procedura de urmat, după caz;

3.2.3. fluxurile de informaţii între părţile implicate;

3.2.4. obligaţiile de raportare impuse întreprinderilor de gaze naturale în cazul nivelului de alertă.

3.3. Nivelul de urgenţă

Se elaborează lista acţiunilor predefinite, bazate pe cerere şi ofertă, pentru punerea la dispoziţie a gazelor naturale în cazul unei situaţii de urgenţă, incluzând acordurile comerciale dintre părţile implicate în acestea şi mecanismele de compensare pentru întreprinderile de gaze naturale, după caz:

3.3.1. se descriu măsurile bazate pe mecanisme de piaţă care urmează a fi aplicate, pentru fiecare măsură:

3.3.1.1. scurtă descriere a măsurii şi a principalelor părţi implicate;

3.3.1.2. se descrie procedura ce trebuie urmată;

3.3.1.3. se indică contribuţia preconizată a măsurii la atenuarea situaţiei în cazul nivelului de urgenţă;

3.3.1.4. se descriu fluxurile de informaţii dintre părţile implicate;

3.3.2. se descriu măsurile care nu se bazează pe mecanisme de piaţă planificate sau care urmează a fi puse în aplicare în cazul nivelului de urgenţă, indicând, pentru fiecare măsură:

3.3.2.1. scurtă descriere a măsurii şi a principalelor părţi implicate;

3.3.2.2. evaluarea necesităţii unei astfel de măsuri, pentru a face faţă unei crize, incluzând gradul de utilizare a acesteia;

3.3.2.3. procedura de punere în aplicare a măsurii (de exemplu, ce anume ar declanşa introducerea acestei măsuri, cine ar lua decizia);

3.3.2.4. contribuţia preconizată a măsurii la atenuarea situaţiei în cazul nivelului de urgenţă, ca o completare a măsurilor bazate pe mecanisme de piaţă;

3.3.2.5. se evaluează alte efecte ale măsurii;

3.3.2.6. se justifică conformitatea măsurii cu condiţiile prevăzute la punctul 51 din Regulament;

3.3.2.7. se descriu fluxurile de informaţii între părţile implicate;

3.3.2.8. se descriu obligaţiile de raportare impuse întreprinderilor de gaze naturale.

4. Măsuri specifice în ceea ce priveşte energia electrică şi energia termică

4.1. Sectorul termoenergetic:

4.1.1. se indică pe scurt impactul probabil al unei perturbări a furnizării gazelor naturale asupra sectorului termoenergetic;

4.1.2. se indică măsurile şi acţiunile care trebuie întreprinse pentru a atenua impactul potenţial al unei perturbări în aprovizionarea cu gaze naturale în sectorul termoenergetic. Alternativ, se indică de ce adoptarea unor măsuri specifice nu este adecvată.

4.2. Furnizarea de energie electrică produsă pe bază de gaze naturale:

4.2.1. se indică pe scurt impactul probabil al perturbării aprovizionării cu gaze naturale asupra sectorului electroenergetic;

4.2.2. se indică măsurile şi acţiunile care trebuie întreprinse pentru a atenua impactul potenţial al perturbării în aprovizionarea cu gaze naturale în sectorul electroenergetic. Alternativ, se indică de ce adoptarea unor măsuri specifice nu este adecvată;

4.2.3. se indică mecanismele/dispoziţiile existente pentru asigurarea unei coordonări adecvate, inclusiv schimbul de informaţii, între participanţii pieţei gazelor naturale şi energiei electrice, în special între operatorii de sistem la diferite niveluri de criză.

5. Managerul sau echipa de criză

Se indică managerul de criză şi rolul acestuia.

6. Rolurile şi responsabilităţile părţilor:

Pentru fiecare nivel de criză, se definesc rolurile şi responsabilităţile, inclusiv interacţiunile cu organul central de specialitate şi, după caz, cu ANRE:

6.1. ale întreprinderilor de gaze naturale;

6.2. ale consumatorilor industriali;

6.3. ale producătorilor de energie electrică relevanţi.

Pentru fiecare nivel de criză, se definesc rolurile şi responsabilităţile organului central de specialitate şi ale organismelor cărora li s-au delegat sarcini.

7. Măsuri privind consumul nejustificat al consumatorilor întreruptibili

Se descriu măsurile existente pentru a preveni, în măsura posibilităţilor şi fără a pune în pericol funcţionarea sigură şi fiabilă a reţelei de gaze naturale sau a crea situaţii periculoase, consumul, de către consumatorii întreruptibili, a gazelor naturale destinate consumatorilor protejaţi în timpul unei situaţii de urgenţă. Se indică natura măsurii (administrativă, tehnică etc.), părţile principale şi procedurile ce trebuie urmate.

8. Teste de pregătire pentru situaţii de urgenţă

Se precizează calendarul pentru simulări în timp real ale reacţiei la situaţii de urgenţă.

Se indică părţile implicate, procedurile şi scenariile concrete de impact mare şi mediu simulate.

Pentru actualizările Planului de urgenţă, se descriu pe scurt testele efectuate de la prezentarea ultimului Plan de urgenţă şi rezultatele principale, Se indică măsurile care au fost adoptate ca urmare a testelor respective.

Anexa nr.2

la Hotărârea Guvernului nr.728/2024

PLANUL DE ACŢIUNI

pentru situaţii excepţionale în sectorul gazelor naturale

DISPOZIŢII GENERALE

1. Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale în sectorul gazelor naturale (în continuare – Plan de acţiuni pentru situaţii excepţionale) are drept scop sporirea rezilienţei energetice în cazul unor posibile limitări sau întreruperi în aprovizionarea cu gaze naturale, prin stabilirea unor masuri preventive care vizează securitatea aprovizionării cu gaze naturale şi a măsurilor de urgenţă care urmează să fie puse în aplicare în cazul în care piaţa gazelor naturale nu mai este în măsură să asigure furnizarea către consumatori a cantităţilor de gaze naturale necesare.

2. Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale a fost elaborat de organul central de specialitate al administraţiei publice în domeniul energeticii (în continuare – organul central de specialitate). La elaborarea Planului de acţiuni pentru situaţii excepţionale, organul central de specialitate a cooperat cu Agenţia Naţională pentru Reglementare în Energetică (în continuare – ANRE), cu întreprinderile de gaze naturale, electroenergetice şi termoenergetice.

3. Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale este constituit din două părţi:

3.1. Planul de acţiuni preventive (anexa nr.1 la Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale);

3.2. Planul de urgenţă (anexa nr.2 la Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale).

4. Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale conţine măsuri clar definite, transparente, proporţionate, nediscriminatorii, care nu denaturează în mod nejustificat concurenţa sau funcţionarea eficientă a pieţei gazelor naturale şi nu pune în pericol securitatea aprovizionării cu gaze naturale a altor ţări părţi ale Comunităţii Energetice şi a statelor membre ale Uniunii Europene.

5. Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale conţine, în primul rând, măsuri ce se bazează pe mecanisme de piaţă şi nu pune în sarcina întreprinderilor de gaze naturale obligaţii excesive, nerealizabile, precum şi nu afectează negativ funcţionarea pieţei gazelor naturale.

6. Pe parcursul situaţiei excepţionale în sectorul gazelor naturale (în continuare – situaţii excepţionale), întreprinderile de gaze naturale sunt obligate să întreprindă măsurile stabilite în Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale, cu respectarea următoarelor condiţii:

6.1. să nu fie introduse măsuri de restricţionare nejustificată a fluxului de gaze naturale în cadrul pieţei gazelor naturale a Comunităţii Energetice şi a Uniunii Europene;

6.2. să nu fie introduse măsuri care pot pune în pericol în mod grav situaţia aprovizionării cu gaze naturale într-o altă ţară parte a Comunităţii Energetice şi/sau într-un stat membru al Uniunii Europene;

6.3. să fie menţinut accesul la infrastructura transfrontalieră, în măsura posibilităţilor tehnice şi în condiţii de siguranţă, în conformitate cu Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale.

7. Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale se actualizează la fiecare 4 ani de la data aprobării sau, după caz, mai frecvent, dacă situaţia o impune, sau la solicitarea Secretariatului Comunităţii Energetice.

8. Elaborarea, promovarea şi aprobarea Planului de acţiuni pentru situaţii excepţionale s-a realizat cu respectarea confidenţialităţii datelor sensibile din punct de vedere comercial.

9. Informaţia privind consultarea publică cu părţile interesate este prezentată în anexa nr.3 la Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale.

Anexa nr.1

la Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale

PLANUL DE ACŢIUNI PREVENTIVE

Capitolul I

INFORMAŢII GENERALE

1. Planul de acţiuni preventive constituie parte componentă a Planului de acţiuni pentru situaţii excepţionale, reflectă rezultatele evaluării naţionale a riscurilor asociate securităţii aprovizionării cu gaze naturale şi include măsurile preventive ce se impun a fi întreprinse în scopul prevenirii situaţiilor excepţionale, precum şi eliminarea sau reducerea riscurilor identificate.

2. Planul de acţiuni preventive conţine:

2.1. rezultatele evaluării naţionale a riscurilor realizate în conformitate cu cerinţele Regulamentului privind situaţiile excepţionale în sectorul gazelor naturale;

2.2. descrierea sistemului de gaze naturale din Republica Moldova;

2.3. informaţiile cu privire la interconexiunile existente şi viitoare, inclusiv la cele care oferă acces la reţelele de gaze naturale ale Uniunii Europene, cu privire la fluxurile transfrontaliere, precum şi cu privire la accesul transfrontalier la instalaţiile de stocare şi capacitatea fizică bidirecţională;

2.4. standardul privind aprovizionarea cu gaze naturale, criteriile de identificare a consumatorilor protejaţi;

2.5. standardul privind infrastructura de gaze naturale, calculul formulei "N-1";

2.6. măsurile preventive care urmează a fi întreprinse pentru prevenirea riscurilor identificate;

2.7. obligaţiile impuse întreprinderilor de gaze naturale, întreprinderilor electroenergetice, termoenergetice şi altor organe sau autorităţi care pot avea impact asupra securităţii aprovizionării cu gaze naturale;

2.8. informaţii privind impactul economic şi eficacitatea măsurilor prevăzute în Planul de acţiuni preventive;

2.9. obligaţiile de serviciu public cu privire la securitatea aprovizionării cu gaze naturale;

2.10. mecanismele care urmează a fi utilizate în cazul cooperării cu alte ţări părţi ale Comunităţii Energetice şi/sau cu state membre ale Uniunii Europene.

3. Planul de acţiuni preventive a fost elaborat după efectuarea analizei situaţiei existente în sectorul gazelor naturale, în urma identificării problemelor şi riscurilor asociate securităţii aprovizionării cu gaze naturale, cu utilizarea datelor statistice furnizate de Biroul Naţional de Statistică, a datelor deţinute de organul central de specialitate, precum şi a informaţiei şi datelor prezentate de către ANRE, operatorul sistemului de transport al gazelor naturale (în continuare – OST), alţi participanţi din sectorul gazelor naturale, electroenergetic, termoenergetic luând în considerare direcţiile prioritare ale politicii de stat, stabilite în strategiile şi documentele de politici în domeniul energeticii.

Capitolul II

DESCRIEREA SISTEMULUI DE GAZE NATURALE

Secţiunea 1

Sistemul de transport al gazelor naturale

4. Gazele naturale constituie circa 30% din cantitatea totală de energie primară, reprezentând a doua cea mai mare sursă de energie după produsele petroliere în Republica Moldova. Gazele naturale joacă un rol important în producerea energiei electrice şi energiei termice, precum şi în utilizarea directă de către consumatorii finali. Republica Moldova depinde în totalitate de importurile de gaze naturale. Din punct de vedere istoric, gazele naturale au fost importate doar din Federaţia Rusă, fiind transportate prin Ucraina şi prin partea stângă a Nistrului.

5. Sistemul de gaze naturale din Republica Moldova este divizat între malurile drept şi stâng ale Nistrului. Malul stâng nu este controlat de autorităţile constituţionale ale ţării, dar este locul amplasării celei mai mari centrale termoelectrice consumatoare de gaze naturale – Cuciurgan (în continuare – MGRES) care furnizează circa 80% din energia electrică utilizată pe malul drept al Nistrului.

6. Sistemul de transport al gazelor naturale din Republica Moldova este interconectat cu sistemele de transport al gazelor naturale din ţările vecine: România şi Ucraina.

7. OST SRL "Vestmoldtransgaz" a fost certificat final prin hotărârea ANRE nr.513/2024¹, conform modelului operatorului de sistem independent.

_______________________

¹ https://anre.md/registrul-hotararilor-consiliului-de-administrare-al-anre-3-358?decision_number=&month=2&year=&title=&type=1

8. SRL "Vestmoldtransgaz" administrează toate punctele de interconectare transfrontaliere indicate în tabelul 1.

Tabelul 1. Lista punctelor de interconectare, capacitatea

tehnică maximă de intrare/ieşire, m³/zi.

9. Schema reţelelor de transport al gazelor naturale din Republica Moldova este descrisă în figura 1.

Figura 1. Schema reţelelor de transport al gazelor

naturale din Republica Moldova

10. Lista punctelor relevante şi Lista punctelor de intrare/ieşire din reţeaua de transport operată de SRL "Vestmoldtransgaz" au fost aprobate de către ANRE şi sunt publicate pe pagina web a OST².

_______________________

² https://vmtg.md/images/Puncte_de_inrareiesire_si_relevante/Puncte_de_intrare-iesire_VMTG.pdf

11. Pentru aprovizionarea cu gaze naturale a consumatorilor finali din partea de nord a Republicii Moldova se utilizează conducta Ananiev – Cernăuţi – Bogorodceni (ACB), care asigură transportul de gaze atât pentru consumatorii finali, cât şi tranzitul de gaze naturale spre instalaţia de stocare a gazelor naturale din Bogorodceni.

12. PI Alexeevka şi PI Ananiev conectează sistemul de transport al gazelor naturale din Republica Moldova cu cel din Ucraina la nordul Republicii Moldova. PI Alexeevka este amplasat pe malul drept al Nistrului.

13. Branşamentul Ungheni – Bălţi (U-B) al conductei Ananiev – Cernăuţi – Bogorodceni (ACB) asigură transportul de gaze naturale către raioanele de nord şi de centru ale ţării.

14. Conducta magistrală Chişinău – Rîbniţa (C-R) asigură transportul de gaze naturale către raioanele de centru şi de nord ale ţării, aceasta fiind conectată cu conducta Odesa – Chişinău (O-C).

15. Conducta magistrală Olişcani-Saharna asigură interconectarea gazoductelor Ananiev –Cernăuţi – Bogorodceni cu conducta magistrală Chişinău – Rîbniţa (C-R).

16. PI Grebeniki şi PI Căuşeni conectează sistemul de gaze naturale din Republica Moldova cu cel din Ucraina, la est. Acestea sunt utilizate în principal pentru alimentarea cu gaze a consumatorilor Republicii Moldova (ambele maluri ale râului Nistru) şi a consumatorii Ucrainei, deşi iniţial au fost concepute pentru tranzit.

17. Pentru consumatorii interni din zona centrală a ţării se utilizează conductele magistrale Chişinău – Rîbniţa (CR), Odesa – Chişinău (OC) şi Tocuz – Cainari – Mereni (TCM), care asigură interconectarea gazoductelor Ananiev – Tiraspol – Ismail (ATI), Razdelinaia – Ismail (RI), Şebelinca – Dnepropetrovsk – Krivoi Rog – Razdelinaia – Ismail (ŞDKRI), destinate tranzitului.

18. Conducta magistrală de gaze Tocuz – Căinari – Mereni asigură în mod fiabil menţinerea unei presiuni constante pentru alimentarea oraşului Chişinău, a zonei de centru şi a zonei de nord (inclusiv prin intermediul conductei Bălţi – Ungheni), precum şi posibilitatea alimentării cu gaze a localităţilor din raioanele Căuşeni, Ialoveni şi Anenii Noi.

19. Conexiunea între conductele de transport gaze naturale Ananiev – Tiraspol – Ismail (ATI), Razdelinaia – Ismail (RI), Şebelinca –Dnepropetrovsk – Krivoi Rog – Razdelinaia – Ismail (ŞDKRI) şi conducta magistrală de gaze Tocuz – Căinari – Mereni este asigurată prin nodul de reglare a presiunii şi nodul de reglare – măsurare de la PMG Tocuz.

20. Pentru alimentarea consumatorilor zonei de sud, se utilizează conductele branşament conectate la reţeaua de conducte magistrale Ananiev – Tiraspol – Ismail (ATI), Razdelinaia – Ismail (RI), Şebelinca – Dnepropetrovsk – Krivoi Rog – Razdelinaia – Ismail (ŞDKRI), destinate tranzitului gazelor din Ucraina spre ţările din regiunea balcanică, precum şi în regim revers, din ţările balcanice spre Ucraina.

21. Republica Moldova are un potenţial semnificativ de tranzit al gazelor naturale. Conducta transbalcanică, cu o capacitate de 36 de milioane m³/zi, traversează teritoriul României, Bulgariei şi Turciei şi este interconectată cu Grecia şi Macedonia de Nord. Lungimea totală a celor 3 reţele de transport este de 343.14 km.

22. Începând cu anul 2020, la PI Căuşeni este asigurată o capacitate de circa 12 milioane m³/zi în regim de revers şi de circa 3,9 milioane m³/zi în regim revers la PI Grebeniki. În ianuarie 2023, odată cu introducerea regimului de backhaul (revers virtual) s-a asigurat disponibilitatea unei capacităţi suplimentare de transport a gazelor naturale prin compensarea volumelor, permiţând accesul la rute şi surse suplimentare de alimentare cu gaze naturale.

23. PI Ungheni conectează sistemul de transport al gazelor naturale din Republica Moldova cu cel din România şi, prin urmare, cu pieţele Uniunii Europene. Conducta de gaze naturale Iaşi –Ungheni – Chişinău a fost dată în exploatare în anul 2020. După ce interconexiunea de gaze naturale Iaşi – Ungheni, cu o capacitate de 1,91 miliarde m³/an, a fost pusă în funcţiune în 2020, a fost posibilă demararea livrărilor de gaze naturale din România.

Figura 2. Schema conductei transbalcanice, SEEGAS³

_______________________

³ https://www.energy-community.org/regionalinitiatives/SEEGAS.html 

24. Principalii indicatori ai infrastructurii sistemului de transport al gazelor naturale constituie:

_______________________

⁴ Conservată din lipsa volumelor proiectate

⁵ https://www.ttgpmr.com/company/index.php

Tabelul 2. Indicatorii infrastructurii sistemului de transport al gazelor naturale

25. Dinamica volumelor de gaze naturale transportate pe teritoriul Republicii Moldova este indicată în figura 3.

Figura 3. Dinamica volumelor de gaze naturale transportate, mii m³ ANRE

Motivul principal de reducere a volumelor de gaze naturale care sunt transportate prin sistemul de transport al gazelor naturale din Republica Moldova este modificarea rutelor de transport al gazelor naturale din Federaţia Rusă spre ţările Balcanice, precum şi punerea în funcţiune a reţelei de transport TurkStream în ianuarie 2020. Anterior, o parte a gazelor naturale provenite din Federaţia Rusă erau livrate către Uniunea Europeană prin coridorul Transbalcanic, prin Ucraina şi Republica Moldova. Alt factor care a dus la diminuarea volumelor de gaze naturale transportate în anii 2022 şi 2023 a constituit reducerea consumului intern de gaze naturale cu circa 30,45% şi 42,55%, comparativ cu cel înregistrat în anul 2021, de la 1,25 miliarde m³ în anul 2021, până la 0,87 miliarde m³ în anul 2022 şi la 0,72 miliarde m³ în anul 2023.

26. Toate raioanele din Republica Moldova au acces la reţelele de transport al gazelor naturale.

27. Infrastructura-cheie relevantă pentru securitatea aprovizionării cu gaze naturale constituie:

Tabelul 3. Infrastructura-cheie relevantă pentru

securitatea aprovizionării cu gaze naturale

Secţiunea a 2-a

Sistemul de distribuţie al gazelor naturale

28. Conform Registrului de licenţiere al ANRE, la data de 1 august 2024 erau înregistraţi 19 titulari de licenţe pentru activitatea de distribuţie a gazelor naturale.

12 operatori ai sistemului de distribuţie a gazelor naturale (în continuare – OSD) sunt întreprinderi afiliate SA "Moldovagaz", separate din punct de vedere funcţional, decizional şi al formei juridice de organizare de întreprinderea de gaze naturale integrată pe verticală.

Alţi 7 OSD sunt întreprinderi de gaze naturale titulari de licenţe pentru distribuţia gazelor naturale neafiliaţi SA "Moldovagaz". În anul 2023, aceşti OSD au distribuit în total circa 2,2 % din gazele naturale utilizate în Republica Moldova.

În regiunea transnistreană a Republicii Moldova operează SRL "Tiraspoltransgaz", altă companie afiliată a SA "Moldovagaz", care furnizează gaze naturale şi operează reţeaua de transport al gazelor naturale fără a fi certificată şi licenţiată de către ANRE. Distribuţia gazelor naturale pe malul stâng al râului Nistru este realizată prin intermediul a 5 OSD nelicenţiaţi de către ANRE. Furnizorul SA "Moldovagaz" acumulează datorii în raport cu SAP "Gazprom" pentru gazele naturale furnizate către SRL "Tiraspoltransgaz".

29. Accesul la reţelele de gaze naturale este asigurat pentru 11 municipii din Republica Moldova (100%). În oraşe, rata de acces la reţelele de gaze naturale este de 97,7%, iar satele şi comunele înregistrează 61,6 %. Singurul oraş care nu are acces la reţelele de gaze naturale este oraşul Corneşti din raionul Ungheni. În 2023, rata accesului la reţelele de distribuţie a gazelor naturale de pe malul drept al Nistrului a constituit 62,9 %.

30. La situaţia din data de 1 ianuarie 2024, în Republica Moldova, de către OSD, se exploatează cca 26,1 mii km de reţele de distribuţie a gazelor naturale de diferite presiuni. OSD afiliaţi SA "Moldovagaz" operau circa 94,1% dintre reţelele de distribuţie a gazelor naturale din Republica Moldova, iar 5,9 % din reţele revin altor OSD.

31. Dinamica livrărilor de gaze naturale consumatorilor finali deserviţi de către OSD în anul 2023 a fost în diminuare. Volumele gazelor naturale distribuite în anul 2023 de către OSD afiliaţi SA "Moldovagaz" constituie 656,8 milioane m³, cu 146,5 milioane m³ mai puţin comparativ cu anul 2022. Cea mai mare diminuare a volumelor distribuite în anul 2023, de 30,9 %, a fost înregistrată la SRL "Bălţi-gaz", urmată de SRL "Taraclia Gaz", cu diminuarea volumelor distribuite cu 24,8% şi de SRL "Gagauz Gaz", cu 23,1%. Alţi OSD, în anul 2023, au distribuit 14,6 milioane m³ de gaze naturale, cu 21,9 % mai puţin decât în anul precedent.

32. Dinamica neuniformă a consumului de gaze naturale în teritoriile autorizate ale OSD, în anul 2023 a generat modificări ale ponderii acestora în livrările de gaze naturale consumatorilor finali. În mediu, OSD au înregistrat o diminuare de 18,3% a volumelor de gaze naturale distribuite.

33. Volumul maxim de gaze naturale distribuit în 2023 prin reţelele de distribuţie a gazelor naturale de cele mai mari 3 OSD a constituit: SRL "Chişinău-Gaz" (398.2 milioane m³ sau 58,0 %), SRL "Bălţi-Gaz" (36,4. m³ sau 5,4%), SRL "Ialoveni-Gaz" (55,7 milioane m³ sau 8,3%).

34. Dezvoltarea reţelelor de distribuţie a gazelor naturale reprezintă o prioritate a OSD, pentru asigurarea capacităţii reţelelor de distribuţie pe termen lung. Cea mai mare extindere a reţelelor de distribuţie a gazelor naturale în 2023 a fost înregistrată la SRL "Orhei-Gaz" (+87,1 km), SRL "Chişinău-Gaz" (+ 79,1 km), SRL "Ştefan Vodă-Gaz" (+55 km), SRL "Ialoveni-gaz" (+47,4 km).

35. Accesul reglementat şi nediscriminatoriu la reţelele de transport şi de distribuţie a gazelor naturale este garantat prin aprobarea de către ANRE a tarifelor reglementate determinate în baza unor metodologii prestabilite. Regulile de racordare la reţeaua de gaze naturale sunt stabilite în Regulamentul privind racordarea la reţelele de gaze naturale şi prestarea serviciilor de transport şi distribuţie a gazelor naturale, aprobat prin hotărârea ANRE nr.112/2019.

Secţiunea a 3-a

Furnizarea gazelor naturale

36. Gazele naturale sunt furnizate de către furnizori, la preţuri negociate şi la preţuri reglementate, în baza licenţelor eliberate de ANRE. Potrivit Registrului de licenţiere al ANRE, la data de 1 august 2024, erau înregistraţi 29 de titulari de licenţe pentru furnizarea gazelor naturale, care activează pe piaţa angro şi cu amănuntul a gazelor naturale.

37. Conform Hotărârii ANRE nr.487/2019, cu modificările ulterioare, în temeiul art.89 din Legea cu privire la gazele naturale, ANRE a impus furnizorilor SA "Moldovagaz", SRL "Nord Gaz Sîngerei" şi SRL "Lăcătuş" obligaţia de serviciu public de furnizare a gazelor naturale anumitor categorii de consumatorilor finali la preţuri reglementate, pentru o perioadă de 7 ani, până în luna decembrie 2026.

38. Prin hotărârea ANRE nr.444/2021, în temeiul art.90 din Legea cu privire la gazele naturale, ANRE a impus furnizorului SA "Moldovagaz" obligaţia de serviciu public de a asigura furnizarea de ultimă opţiune a gazelor naturale consumatorilor finali care şi-au pierdut furnizorul în condiţii reglementate şi la preţuri reglementate aprobate de ANRE, pe întreg teritoriul Republicii Moldova, pentru o perioadă de 3 ani, până în luna octombrie 2024, prelungită pentru încă un an, până în octombrie 2025.

39. În anul 2023, cotele de piaţă ale principalilor furnizori de gaze naturale au constituit:

Tabelul 4. Cotele de piaţă ale principalilor furnizori

de gaze naturale în anul 2023, ANRE

40. În primul semestru al anului2024, cotele de piaţă ale principalilor furnizori de gaze naturale au constituit:

Tabelul 5. Cotele de piaţă ale principalilor furnizori de gaze naturale în semestrul I 2024

41. În anul 2022, SA "Moldovagaz" a procurat 863,1 milioane m³ de gaze naturale de la SAP "Gazprom" şi 96 milioane m³ de la SA "Energocom". Volumul de gaze naturale procurat de SA "Energocom" de la SA "Moldovagaz", în anul 2022, în baza Dispoziţiilor Comisiei pentru Situaţii Excepţionale a Republicii Moldova, a fost de 89,9 milioane m³.

42. Începând cu luna decembrie 2022, întreg volumul de gaze naturale, de 5,7 milioane m³/zi, livrat către Republica Moldova de SAP "Gazprom" a fost alocat pentru acoperirea consumului malului stâng al Nistrului şi pentru producerea energiei electrice de către Centrala termoelectrică MGRES pentru malul drept.

43. În anul 2023, volumul de gaze naturale procurat de către SA "Moldovagaz" de la SAP "Gazprom" s-a diminuat considerabil până la 2 milioane m³, în timp ce volumul procurat de la SA "Energocom" a constituit 671,7 milioane m³.

44. Începând cu luna aprilie 2024, SA "Moldovagaz" a achiziţionat gaze naturale de pe platforma de tranzacţionare "Bursa Română de Mărfuri Romanian Commodities Exchange EST (BRM Est).

Secţiunea a 4-a

Tradingul de gaze naturale

45. Trading de gaze naturale reprezintă achiziţionarea şi vânzarea acestora pe piaţa angro a gazelor naturale, inclusiv importul/exportul de gaze naturale.

46. Potrivit Registrului de licenţiere al ANRE, la data de 1 august 2024, nu au fost eliberate licenţe pentru activitatea de trading de gaze naturale.

47. Prin modificările⁶ operate la Legea cu privire la gazele naturale, s-a introdus condiţia de dispunere, de către solicitanţii/titularii licenţelor de furnizare şi trading a gazelor naturale, a sumei de 1 000 000 de lei, cu prezentarea documentelor confirmative ce demonstrează provenienţa banilor. Altă condiţie pentru obţinerea licenţelor pentru furnizarea şi tradingul de gaze naturale este ca persoanele care solicită licenţe să fie avizate pozitiv de către Serviciul de Informaţii şi Securitate şi de către Serviciul Prevenirea şi Combaterea Spălării Banilor sub aspectul riscurilor aferente securităţii statului, spălării banilor şi finanţării terorismului.

_______________________

⁶ Legea nr.429/2023 privind modificarea unor acte normative

Secţiunea a 5-a

Piaţa gazelor naturale

48. Piaţa gazelor naturale a Republicii Moldova este formată din piaţa angro şi din piaţa cu amănuntul. Cadrul legal pentru efectuarea tranzacţiilor de vânzare – cumpărare a gazelor naturale este stabilit prin Regulile pieţei gazelor naturale din Republica Moldova, aprobate prin hotărârea ANRE nr.534/2019. La adoptarea Legii nr.108/2016 cu privire la gazele naturale, piaţa gazelor naturale a fost declarată deschisă, iar fiecare consumator final din Republica Moldova are dreptul de a alege şi de a schimba furnizorul.

Figura 4. Schema pieţei gazelor naturale din Republica Moldova, 2024

49. Sectorul gazelor naturale din Republica Moldova este în mare parte monopolizat. Funcţionarea sistemului de gaze naturale din Republica Moldova este direct legată de activitatea întreprinderilor SRL "Vestmoldtransgaz", SA "Moldovagaz" şi SA "Energocom".

SRL "Vestmoldtransgaz" este OST licenţiat de ANRE (zona de activitate: întreg teritoriul Republicii Moldova)⁷ care operează toate punctele de interconectare din Republica Moldova şi este responsabil de echilibrare. La data de 23 august 2024, SRL "Vestmoldtransgaz" a fost certificat final conform modelului de separare – operator de sistem independent, în baza Hotărârii ANRE nr.513/2024.

_______________________

⁷ În baza contractului de locaţiune a reţelelor de transport al gazelor naturale încheiat între SRL "Moldovatransgaz" şi SRL "Vestmoldtransgaz" şi a contractelor de predare – primire la deservirea tehnică a reţelelor încheiate cu consiliile raionale, a contractului privind asigurarea operării tehnice a reţelelor de transport al gazelor naturale gestionate de SRL "Moldovatransgaz" şi a reţelei de transport gestionate de SRL "Moldovatransgaz" în baza contractului încheiat cu SRL "Tiraspoltransgaz"

SA "Energocom" este întreprindere cu capital integral de stat, care desfăşoară activitatea de furnizare a gazelor naturale, inclusiv în condiţiile obligaţiei de serviciu public, şi entitate responsabilă de crearea stocurilor de securitate de gaze naturale şi a stocurilor care fac obiectul obligaţiei de stocare, în conformitate cu art.108^2-3 din Legea cu privire la gazele naturale. În condiţiile Acordului de finanţare dintre Banca Europeană pentru Reconstrucţie şi Dezvoltare şi Republica Moldova, în cadrul proiectului "Securitatea Furnizării Gazelor Naturale", a cărui perioadă de implementare sunt anii 2022-2025, SA "Energocom" este beneficiarul mijloacelor financiare, fiind responsabil de achiziţionarea gazelor naturale.

SA "Moldovagaz" este întreprindere integrată pe verticală, care desfăşoară activitatea de furnizare a gazelor naturale, cu obligaţia de serviciu public de furnizare de ultimă opţiune şi pentru anumite categorii de consumatori. Acţionarii săi sunt SAP "Gazprom" (50%), Agenţia Proprietăţii Publice (35,33%), regiunea transnistreană a Republicii Moldova (13,44%) şi alţi acţionari (1,23%).

50. Până în anul 2021, majoritatea activităţilor (import, furnizare angro şi cu amănuntul, distribuţia gazelor naturale) au fost îndeplinite de SA "Moldovagaz" şi de companiile sale afiliate. SA "Moldovagaz" deţine calitatea de asociat unic în capitalul social al întreprinderilor afiliate de distribuţie a gazelor naturale şi proprietar asupra reţelelor de transport al gazelor naturale gestionate de SRL "Moldovatransgaz", care până la data de 19 septembrie 2023 a deţinut licenţa pentru transportul gazelor naturale⁸.

_______________________

⁸ La data de 19 septembrie 2023, având în vedere nerespectarea obligaţiilor privind separarea şi certificarea prevăzut de Legea cu privire la gazele naturale, ANRE a retras licenţa pentru transportul gazelor naturale deţinută de "Moldovatransgaz" SRL

51. În anul 2021, ANRE a autorizat Platforma de tranzacţionare a gazelor naturale, operată de "Bursa Română de Mărfuri (Romanian Commodities Exchange) Est". Pe parcursul anului 2024 (perioada aprilie – august), au fost realizate tranzacţii prin intermediul platformei de tranzacţionare în volum de 1,5 milioane MWh (aproximativ 142 milioane m³). În contextul solicitărilor SA "Moldovagaz" privind achiziţionarea gazelor naturale necesare pentru sezonul rece 2024-2025, până la finalul anului 2024 se preconizează tranzacţii totale de aproximativ 8 milioane MWh (aproximativ 760 milioane m³).

52. În pofida crizei energetice din anii 2021-2023, cauzată de limitarea livrărilor de gaze naturale de către SAP "Gazprom" şi de războiul din Ucraina iniţiat de Federaţia Rusă, Republica Moldova a înregistrat progrese în crearea unei pieţe libere a gazelor naturale.

Secţiunea a 6-a

Date privind consumul de gaze naturale

53. Rolul gazelor naturale în economia Republicii Moldova este mai mare decât proporţia acestora în consumul final, întrucât cea mai mare parte din energia electrică şi din energia termică consumată în ţară sunt produse cu utilizarea gazelor naturale, ceea ce creează o fluctuaţie sezonieră a cererii.

54. Proporţia gazelor naturale în cantitatea totală de energie consumată în Republica Moldova a fost de 28% în anii 2020 şi 2021, mai mică decât o treime, pe când în anul 2010 a constituit 34%. Circa 90% din energia electrică produsă în ţară este generată utilizând gazele naturale.

55. Informaţia privind numărul de consumatori finali de gaze naturale în anii 2021-2023 este indicată mai jos.

Tabelul 6. Informaţia privind numărul de consumatori

finali de gaze naturale, 2021-2023

56. Volumul total de gaze naturale furnizate către consumatorii finali din Republica Moldova în perioada 2021-2023 este prezentat mai jos.

Tabelul 7. Volumul total de gaze naturale furnizate către consumatorii finali

din Republica Moldova în perioada 2021-2023

57. Consumul final de gaze naturale pe malul drept al Nistrului a înregistrat o descreştere, în anul 2023, cu 17,1 %, în anul 2022, cu 30,45%, şi cu 27,9 % în anul 2021, comparativ cu anul precedent.

Conform datelor SA "Moldovagaz", volumul de gaze naturale consumat în luna decembrie 2022 a fost de 101,8 milioane m³, ceea ce este cu circa 42,2% mai puţin, comparativ cu acelaşi indicator din luna decembrie 2021.

58. Principalii 3 consumatori de gaze naturale de pe malul drept al Nistrului sunt SA "Termoelectrica", SA "CET-Nord" şi ÎCS "Moldova Zahar" SRL. În anul 2021, consumul acestora a constituit 381,9 milioane m³ sau 32% din cererea totală. Alţi consumatori mari de gaze naturale sunt SRL "Zernoff" ÎM, SA "Glass Container Prim" ÎM, SA "Glass Container Company" ÎM, SRL "Sudzuker – Moldova", ÎS "Fabrica de Sticla din Chişinău", SRL "KNAUF-Ghips" ÎCS, SA "Apa-Canal Chişinău".

59. Ponderea consumului de gaze naturale a celor mai mari 10 consumatori finali în cererea totală de gaze naturale de pe malul drept al Nistrului, în anul 2021, a fost de 34%, iar cea a celor mai mari 20 de consumatori finali – de 35,9%.

60. Pe lângă consumul propriu de gaze naturale, teritoriul de pe malul drept al Nistrului depinde şi de aprovizionarea cu gaze naturale a malului stâng al Nistrului, care consumă circa 2 miliarde m³/an şi foloseşte cea mai mare parte din acest volum de gaze naturale pentru a produce energie electrică la MGRES. Aceasta furnizează circa 80% din energia electrică utilizată pe malul drept al Nistrului din Republica Moldova, care este, prin urmare, dependentă în mod vital de securitatea aprovizionării cu gaze naturale în partea stângă a Nistrului.

61. Nivelul consumului de gaze naturale al consumatorilor finali poate fi influenţat de evoluţia diferitor factori: temperatura aerului atmosferic, preţurile de achiziţie a gazelor naturale, funcţionarea sau nu pe bază de combustibil de rezervă (păcură, cărbune) a marilor consumatori de gaze naturale, nivelul preţurilor reglementate, capacitatea de plată a consumatorilor finali etc.

Secţiunea a 7-a

Repartizarea consumului de gaze naturale pe tipuri de consumatori

62. Consumul total de gaze naturale al consumatorilor casnici de pe malul drept al Nistrului a scăzut până la 0,287 miliarde m³ în 2023, comparativ cu 0,343,8 miliarde m³ în 2022 şi 0,461 miliarde m³ în 2021.

63. Diminuarea semnificativă a consumului de gaze naturale în anul 2023, comparativ cu perioada anului precedent, cu 88,0 milioane m³ sau cu 17,5 %, a fost înregistrată la consumatorii noncasnici. Consumul sectorului energetic (producătorii de energie termică/electrică) este în descreştere cu 38,2 milioane m³ sau cu 15,1 %.

64. Cel mai semnificativ factor care a dus la diminuarea consumului de gaze naturale în sectorul energetic în anul de gestiune 2022 a constituit faptul că SA "Termoelectrica" a utilizat la sursa 1 (CET 2), pentru producerea energiei electrice şi termice, atât gaze naturale cât şi combustibil alternativ (păcură). La fel, în anul 2023 SA "Termoelectrica", suplimentar la gazele naturale consumate în scopuri tehnologice, la sursa 1 (CET 2), pentru producerea energiei electrice şi termice, a utilizat păcură.

65. În tabelul 8 este descrisă structura furnizării gazelor naturale pentru diferite categorii de consumatori finali, în anii 2021-2023.

Tabelul 8. Structura furnizării gazelor naturale pentru diferite

categorii de consumatori finali, 2021-2023, ANRE

În structura consumului de gaze naturale în anul 2023, cea mai mare pondere, de 59,1 %, le-a revenit consumatorilor noncasnici, (inclusiv întreprinderile din sectorul energetic 30,5 %), iar consumatorilor casnici 40,9%.

Secţiunea a 8-a

Nivelul cererii în perioadele de vârf

66. În anul 2021, vârful cererii a fost înregistrat în luna ianuarie şi a ajuns la 191,7 milioane m³ sau 16% din consumul total anual de gaze naturale. Luna februarie a fost a doua lună cu cel mai mare consum de gaze naturale în 2021 (186,6 milioane m³).

67. Conform datelor SA "Moldovagaz", cea mai mare cerere zilnică de gaze naturale pe malul drept al Nistrului în ultimii 20 de ani a fost înregistrată pe 23 ianuarie 2006 şi s-a ridicat la 9,8 milioane m³/zi.

Secţiunea a 9-a

Repartizarea surselor de import a gazelor în funcţie de ţara de origine

68. Circa 78% din sursele de energie primară sunt importate în Republica Moldova, iar aprovizionarea cu gaze naturale a ţării până în anul 2022 a depins în mod tradiţional de importurile din sursa principală – SAP "Gazprom". Gazele naturale importate din Federaţia Rusă se livrează în Republica Moldova prin sistemul de transport al gazelor naturale din Ucraina.

69. Din cauza datoriilor acumulate şi a politizării condiţiilor de aprovizionare cu gaze naturale de către Federaţia Rusă, există probabilitatea de reziliere unilaterală a contractului privind condiţiile de furnizare a gazelor naturale în Republica Moldova, încheiat între SA "Moldovagaz" şi SAP "Gazprom", iar livrările de gaze naturale să fie limitate sau sistate complet.

70. În perioada octombrie 2022 – octombrie 2023, livrările de gaze naturale de la SAP "Gazprom" către SA "Moldovagaz" au constitut doar 5,7 milioane m³/zi, ceea ce reprezintă o reducere cu aproximativ 50% comparativ cu volumele de gaze naturale contractate pentru perioada sezonului de încălzire. Începând cu luna decembrie 2022, întreg volumul de gaze naturale, de 5,7 milioane m³/zi, livrat către Republica Moldova de SAP "Gazprom" a fost alocat de către SA "Moldovagaz" pentru acoperirea necesarului consumului de gaze naturale al consumatorilor de pe malul stâng al Nistrului şi pentru producerea energiei electrice de către MGRES pentru consumatorii ambelor maluri ale Nistrului.

71. Furnizorii de gaze naturale din Republica Moldova, din decembrie 2022, nu mai procură gaze naturale pentru necesităţile malului drept al Nistrului de la SAP "Gazprom".

72. Într-o perioadă foarte scurtă, furnizorii din Republica Moldova au reuşit să asigure diversificarea surselor de aprovizionare cu gaze naturale şi a rutelor de aprovizionare cu gaze naturale. Potrivit rapoartelor prezentate de furnizorii de gaze naturale către ANRE, în anul 2023, s-au procurat gaze naturale pe pieţele internaţionale de gaze de la producători sau comercianţi/furnizori înregistraţi în: România, Grecia, Bulgaria, Austria, Elveţia.

73. Volumul total al gazelor naturale importate în anul 2023, inclusiv pentru asigurarea stocurilor de securitate a gazelor naturale, constituie 877,0 milioane m³, ceea ce reprezintă o majorare cu 0,9 % comparativ cu anul precedent. Importul gazelor naturale, în proporţie de 93,9 %, a fost asigurat de către SA "Energocom", iar alţi furnizori au importat 6,1 % din volumele totale de gaze naturale.

74. Structura importului de gaze naturale în funcţie de furnizori în anul 2023 este indicată în figura 5.

Figura 5. Structura importului de gaze naturale în funcţie de furnizori, 2023, ANRE

Secţiunea a 10-a

Rolul instalaţiilor de stocare, după caz

75. Republica Moldova nu dispune de propriile instalaţii de stocare a gazelor naturale şi de instalaţii GNL. Pentru a spori flexibilitatea şi rezilienţa sistemului de aprovizionare cu gaze naturale, în anii 2020-2023, Republica Moldova a început stocarea gazelor naturale în instalaţiile de stocare din ţările vecine, Ucraina şi România.

76. Stocarea gazelor naturale are un rol important în asigurarea disponibilităţii gazelor naturale pe parcursul perioadelor de consum maxim, în eficientizarea utilizării infrastructurii de transport al gazelor naturale şi în echilibrarea sistemului. Crearea stocurilor de gaze naturale reprezintă o măsură eficientă, care permite echilibrarea cererii şi ofertei, în vederea creşterii securităţii aprovizionării cu gaze naturale, a atenuării majorărilor bruşte a preţurilor pentru gazele naturale şi a asigurării funcţionării sigure şi fiabile a pieţei gazelor naturale.

Secţiunea a 11-a

Rolul gazelor naturale în producerea de energie electrică

77. Sursele autohtone de producere a energiei electrice în Republica Moldova sunt centralele electrice de termoficare care funcţionează pe gaze naturale, amplasate în municipiile Bălţi şi Chişinău, reprezentând principalele surse de producere a energiei electrice de pe malul drept al Nistrului în perioada de iarnă. Producţia de energie electrică la aceste centrale este determinată de cererea energiei termice şi a apei calde menajere. De asemenea, există centrale electrice care produc energie electrică din surse regenerabile, aportul lor la aprovizionarea cu energie electrică a malului drept fiind în creştere de la an la an.⁹

_______________________

⁹ Rapoartele privind activitatea ANRE: https://www.anre.md/raport-de-activitate-3-10

78. Echilibrul dintre cerere şi producerea de energie electrică din Republica Moldova este asigurat în mare parte de malul stâng al Nistrului (de MGRES, aflată sub controlul companiei ruse "Inter RAO"), care acoperă circa 80% din cererea de energie electrică a malului drept al Nistrului, deficitul fiind acoperit prin importurile de energie electrică din România.

79. Dependenţa de energia electrică procurată de la MGRES constituie o vulnerabilitate din cauza riscului de întrerupere a furnizării gazelor naturale de către SAP "Gazprom" sau a întreruperii tranzitului gazelor naturale de provenienţă rusă prin Ucraina. În ambele situaţii, pot apărea dificultăţi în producerea energiei electrice de către MGRES. În aceste condiţii, energia electrică va fi procurată de pe pieţele europene, cu riscuri cu privire la disponibilitatea şi preţul acesteia.

80. Până la războiul din Ucraina, Republica Moldova depindea de Ucraina atât în materie de capacitate de rezervă, cât şi pentru echilibrarea sistemului electroenergetic. Drept rezultat, cea mai mare parte a flexibilităţii sistemului electroenergetic se bazează în prezent pe sistemul electroenergetic al României. Capacitatea de producere a centralelor electrice pe bază de gaze naturale din Republica Moldova, comparativ cu capacitatea totală de producere din sectorul electroenergetic, este esenţială pentru echilibrarea sistemului electroenergetic naţional. Energia electrică este produsă în primul rând de centralele electrice pe bază de gaze naturale (ponderea medie pentru 10 ani în materie de producere a fost de circa 90%).

81. Necesarul de energie electrică pentru consumul intern nu este acoperit integral în baza contractului semnat cu MGRES. Pentru a asigura diferenţa, lunar, se semnează contracte bilaterale cu producătorii de energie electrică din România (în trecut, din Ucraina), în conformitate cu disponibilitatea acestora, şi/sau se achiziţionează de pe piaţa de energie electrică din România – de pe piaţa pentru ziua următoare organizată de OPCOM SA – Operatorul pieţei de energie electrică şi de gaze naturale din România.

82. Există mai multe întreprinderi publice şi private în sectorul electroenergetic din Republica Moldova. Acestea includ companiile naţionale specializate în producerea de energie electrică SA "Termoelectrica" şi SA "CET-Nord", care generează energie electrică la centralele electrice de termoficare (CET), ÎS "Nodul Hidroenergetic" Costeşti, câteva companii private din industria zahărului, care produc energie în CET, şi mici centrale electrice care produc energie electrică din surse regenerabile.

83. În anul 2023, cantitatea de energie electrică produsă la nivel local a crescut cu circa 19 %, comparativ cu acelaşi indicator din 2022, ajungând la nivelul de 1010,8 milioane kWh, care este cu 159,7 milioane kWh mai mult decât în 2022, dintre care:

83.1. CET-urile din cadrul SA "Termoelectrica" şi SA "CET-Nord" – 603,5 milioane kWh sau 59,71 % din cantitatea totală de energie electrică produsă;

83.2. producţia de energie electrică din surse regenerabile s-a majorat cu circa 72 %, ceea ce reprezintă 337,4 milioane kWh sau 33,38 % din energia electrică produsă;

83.3. energia electrică produsă la centrala hidroelectrică Costeşti constituie 68,8 milioane kWh sau 6,81 % din energia electrică produsă;

83.4. centralele electrice de termoficare ale producătorilor de zahăr au livrat în reţeaua electrică 1,1 milioane kWh sau 0,11 % din energia electrică produsă.

84. În anul 2022, datorită utilizării combustibilului alternativ, consumul de păcură de către SA "Termoelectrica" s-a majorat de la 1 1631,11 tone în anul 2021, la 68 660,98 tone. Respectiv, consumul de gaze naturale al SA "Termoelectrica" s-a micşorat de la 340,6 milioane m³ în anul 2021, la circa 82,867 milioane m³ în anul 2022. În anul 2023 s-au consumat 100 161,86 tone de păcură, iar consumul de gaze naturale s-a diminuat cu circa 120.885 milioane m³.

85. În anul 2023, consumul de energie electrică în Republica Moldova s-a redus cu circa 4,03 %, comparativ cu 2022, şi a ajuns la 4333,1 milioane kWh. Cantitatea de energie electrică livrată consumatorilor finali în 2023 a fost de 3888,1 milioane kWh, comparativ cu 4050,5 milioane kWh în anul 2022. Consumatorii casnici au consumat circa 1613,7 milioane kWh sau, altfel spus, s-a înregistrat o descreştere de 6,59 % a consumului de energie electrică de către consumatorii casnici în anul 2023 comparativ cu anul precedent. Consumatorii noncasnici au consumat circa 2275,2 milioane kWh sau, altfel spus, s-a înregistrat o scădere de 2,05 % a consumului de energie electrică de această categorie de consumatori finali în anul 2023 comparativ cu anul 2022.

86. Sarcina de vârf a sistemului electroenergetic depăşeşte 1000 MW în timpul iernii, iar sarcina electrică maximă pe timp de vară poate depăşi 1000 MW, după cum s-a înregistrat în vara anului 2024. Sarcina de vârf înregistrată în anul 2023 pe malul drept al râului Nistru a fost de 760 MW iarna şi de 700 MW vara. Sarcina electrică pe parcursul perioadelor de vârf ale curbei de sarcină, pentru regiunea transnistreană, în timpul iernii a fost de 250 MW şi vara de 260 MW.

87. Având în vedere capacitatea insuficientă de producere şi structura surselor de producere a energiei electrice (cererea de energie termică determinată de centralele CET şi centralele hidroelectrice mici cu un regim hidrologic vulnerabil), se constată că Republica Moldova nu are centrale electrice care pot asigura în totalitate rezervele de capacitate pentru reglajele primar, secundar şi terţiar. Prin urmare, statul trebuie să se bazeze pe sistemul electroenergetic al Ucrainei pentru controlul frecvenţei. MGRES ar putea furniza unele rezerve suplimentare, însă un astfel de acord nu a fost încheiat în anul 2022.

Secţiunea a 12-a

Rolul gazelor naturale în producerea de energie termică

88. Sistemele centralizate de alimentare cu energie termică asigură cu energie termică consumatorii casnici şi noncasnici în doar nouă oraşe din Republica Moldova. Mai mult de 99% din consumul de energie termică este înregistrat în municipiile Bălţi şi Chişinău. Ceilalţi consumatori utilizează alte surse pentru încălzire, în principal sobe individuale, care acoperă mai mult de 56% din totalul locuinţelor. Doar puţin mai mult de 1% din locuinţele din Republica Moldova nu dispun de sisteme de încălzire.

89. Combustibilul utilizat la producerea energiei termice s-a schimbat nesemnificativ în ultimul deceniu: gazele naturale rămân combustibilul principal (constituind circa 95%). Cărbunele practic nu a fost utilizat pentru producerea energiei termice începând cu anul 2019. Cantitatea de păcură utilizată la producerea energiei termice a scăzut de la 5% în 2010 la mai puţin de 1% în 2020-2021.

90. Soluţiile bazate pe biocarburanţi (biocombustibil solid, biogaz) constituie circa 4% din producţia de energie termică şi ar putea să permită înlocuirea unui volum mai mare de combustibili fosili pentru producerea energiei termice.

Tabelul 9. Ponderea biomasei la producerea energiei termice de către SACET-uri, %

91. Serviciile de furnizare a energiei termice prin sisteme centralizate de alimentare cu energie termică au fost furnizate de 10 titulari de licenţe în anul 2023. Principalii operatori ai sistemelor centralizate de alimentare cu energie termică în Republica Moldova sunt SA "Termoelectrica", în municipiul Chişinău, şi SA "CET-Nord", în municipiul Bălţi. Ambele întreprinderi sunt în proprietatea statului, produc energie electrică şi termică în centrale electrice de termoficare utilizând gaze naturale şi, de asemenea, furnizează energie termică. Pe lângă aceasta, există mai multe întreprinderi mici care produc şi furnizează energie termică prin intermediul sistemelor centralizate de alimentare cu energie termică.

92. SA "Termoelectrica" are în proprietatea sa patru surse de energie termică distribuită prin sistemul centralizat de alimentare cu energie termică în municipiul Chişinău. CET 2 este principala sursă de încălzire centralizată şi se află în zona estică a reţelei. Centrala electrică de termoficare funcţionează îndeosebi pe durata sezonului de încălzire. CET 1 este o centrală electrică de termoficare mai veche situată la vest de CET 2 şi funcţionează în special în perioada de vară, asigurând cu apă caldă consumatorii locali. Centrala termică (CT) Vest şi CT Sud funcţionează independent în lunile de iarnă. Necesităţile de apă caldă în timpul verii sunt asigurate de CET 1 sau CET 2 pentru zonele CT Vest şi CT Sud.

93. SA "CET-Nord" gestionează o centrală electrică cu o capacitate totală instalată de 37,4 MW (2 turbine cu abur (24 MW) şi cu 4 motoare cu ardere internă (13,2 MW)) şi o capacitate termică de 152,7 Gcal/h, precum şi 7 centrale termice, inclusiv 6 în bază de gaze naturale. De asemenea, întreprinderea exploatează 205,7 km de reţea termică pentru livrarea centralizată a energiei termice în municipiul Bălţi. Centralele funcţionează în baza gazelor naturale. SA "CET-Nord" deţine şi o centrală termică pe bază de biomasă care este situată în partea de vest a oraşului. Centrala furnizează energie termică unui sector mic de clădiri rezidenţiale.

94. În anul 2023, energia termică produsă de către centralele electrice de termoficare şi centralele termice aflate în gestiunea întreprinderilor reglementate din sectorul termoenergetic, a constituit 1 588,18 mii Gcal, dintre care 1 262,70 mii Gcal (79,51 %) reprezintă energia termică produsă în regim de cogenerare. Cel mai important furnizor de energie termică, "Termoelectrica" SA, a livrat 1086,0 mii Gcal de energie termică în anul 2023 sau 4% mai puţin decât în anul 2022.

95. Al doilea cel mai important furnizor de energie termică, "CET-Nord" SA, a livrat 138,6 mii Gcal în anul 2023, având o creştere de 5 % comparativ cu anul 2022. Titularii de licenţe din sectorul termoenergetic oferă servicii publice de furnizare a energiei termice prin intermediul sistemelor centralizate de alimentare cu energie termică pentru mai mult de 37 246 de edificii, inclusiv 210 instituţii bugetare şi 1 146 agenţi economici.

96. În anul 2023, a fost înregistrată o descreştere a consumului de energie termică la consumatorii casnici cu 34,8 mii Gcal (-3,5 %). Cantitatea utilă de energie termică furnizată agenţilor economici a scăzut cu 7,5 %, iar descreşterea cererii de energie termică în rândul instituţiilor bugetare a fost de 2,7%.

97. Perturbarea aprovizionării cu gaze naturale a producătorilor de energie electrică poate influenţa semnificativ piaţa internă de energie electrică din cauza ponderii mari a capacităţii de producere a energiei electrice pe bază de gaze naturale în capacitatea totală de producere.

98. Cu toate acestea, o perturbare în aprovizionarea cu energie termică prin intermediul sistemelor centralizate de alimentare cu energie termică ar putea determina populaţia să treacă la încălzirea pe bază de energie electrică, ceea cea ar duce la supraîncărcarea reţelelor electrice.

Secţiunea a 13-a

Rolul măsurilor de eficienţă energetică şi efectul acestora

asupra consumului final anual de gaze naturale

99. Eficienţa energetică este prima prioritate pentru creşterea securităţii şi rezilienţei energetice a Republicii Moldova. Prin modificările operate, în anul 2023, la Legea nr.139/2018 cu privire la eficienţa energetică, s-a creat cadrul legal favorabil pentru implementarea reuşită a proiectelor în domeniul eficienţei energetice, care contribuie la reducerea consumului de energie şi a emisiilor de gaze cu efect de seră.

100. Noua ţintă în materie de eficienţă energetică este stabilită în Planul naţional integrat privind energia şi clima pentru perioada 2025-2030 (PNIEC). Republica Moldova s-a angajat să majoreze eficienţa energetică cu 3% anual în clădirile autorităţilor administraţiei publice centrale şi să economisească anual cel puţin 0,8% din valoarea medie a consumului de energie înregistrat în perioada 1 ianuarie 2019 – 1 ianuarie 2022 începând din 2024.

101. Către anul 2030, Republica Moldova s-a angajat să atingă o pondere de 27% a energiei regenerabile în consumul final de energie, să crească consumul primar de energie la nivelul de 3 000 Mtep şi consumul final de energie la nivel de 2 800 Mtep. Implementarea măsurilor de eficienţă energetică poate aduce o contribuţie semnificativă la reducerea consumului de gaze naturale în Republica Moldova.

102. Principalele acţiuni pentru îmbunătăţirea eficienţei energetice în Republica Moldova sunt:

102.1. modernizarea centralelor termoelectrice, a CET-urilor şi a centralelor termice;

102.2. utilizarea surselor de energie regenerabilă;

102.3. reconectarea clădirilor la sistemele centralizate de alimentare cu energie termică;

102.4. implementarea măsurilor de eficienţă energetică în sectorul rezidenţial şi al clădirilor publice;

102.5. promovarea măsurilor de îmbunătăţire a eficienţei energetice în infrastructura de gaze naturale;

102.6. implementarea programelor de eficienţă energetică;

102.7. lansarea campaniilor publice de informare şi de sensibilizare.

103. O altă iniţiativă îndreptată spre sporirea eficienţei energetice este implementarea schemei de obligaţii de eficienţă energetică, mecanism legislativ care impune cerinţe părţilor obligate (inclusiv OSD de gaze naturale şi furnizorilor de energie termică) pentru a îndeplini obiectivele cantitative de economisire a energiei în portofoliul lor de consumatori. Părţile obligate vor alege măsurile şi căile de livrare cele mai rentabile pentru a realiza economii de energie, cum ar fi furnizarea de stimulente, informaţii sau servicii destinate clienţilor lor sau implementarea proiectelor de eficienţă energetică.

104. Creşterea eficienţei energetice prin promovarea cogenerării de înaltă eficienţă (reabilitarea centralelor termice), luarea măsurilor pentru reducerea pierderilor de energie, îmbunătăţirea eficienţei energetice în clădiri şi promovarea tehnologiilor eficiente şi a celor care beneficiază de SRE va contribui la reducerea dependenţei de importurile de gaze naturale şi la sporirea securităţii energetice.

CAPITOLUL III

REZUMATUL EVALUĂRII NAŢIONALE A RISCURILOR

Secţiunea 1

Identificarea riscurilor

105. În conformitate cu prevederile Regulamentului privind situaţiile excepţionale în sectorul gazelor naturale, la identificarea şi evaluarea riscurilor asociate securităţii aprovizionării cu gaze naturale, au fost luate în considerare:

105.1. scenariile posibile de risc, care pot duce la perturbări în aprovizionarea cu gaze naturale sau la creşterea excepţională a cererii de gaze naturale;

105.2. standardul privind infrastructura;

105.3. standardul privind aprovizionarea cu gaze naturale;

105.4. configuraţia reţelelor de transport al gazelor naturale, interconexiunile şi fluxurile transfrontaliere de gaze naturale, contribuţia gazelor naturale în consumul total;

105.5. alte circumstanţe naţionale şi regionale relevante.

106. Evaluarea naţională a riscurilor la securitatea aprovizionării cu gaze naturale a Republicii Moldova identifică cinci grupuri majore de riscuri, în funcţie de sursa lor:

106.1. riscuri politice;

106.2. riscuri tehnologice;

106.3. riscuri sociale;

106.4. riscuri comerciale/de piaţă/financiare;

106.5. riscuri cauzate de calamităţi naturale.

107. În total, au fost identificate 39 de tipuri de riscuri specifice, la 5 niveluri de grupuri,care pot afecta securitatea aprovizionării cu gaze naturale. Unele prezintă o ameninţare pentru funcţionarea tuturor elementelor din infrastructura gazelor naturale, în timp ce impactul altora se manifestă la nivel local sau se limitează la componente individuale ale sistemului de gaze naturale.

108. Metodologia aplicată la evaluarea naţională a riscurilor include identificarea riscurilor conform probabilităţii apariţiei acestora. O astfel de abordare permite definirea diferitor nivele de probabilitate a riscurilor şi evaluarea impactului acestora asupra fiabilităţii funcţionării infrastructurii gazelor naturale a Republicii Moldova.

109. Evaluarea naţională a riscurilor identifică 30 de factori de risc care prezintă o ameninţare redusă sau foarte redusă pentru aprovizionarea fiabilă cu gaze naturale în Republica Moldova. Impactul acestui grup de risc este local şi nu prezintă o ameninţare de lungă durată pentru securitatea aprovizionării cu gaze naturale. Operatorii de sistem pot, în mod normal, să depăşească consecinţele unor astfel de riscuri.

110. În cazul materializării, riscurile identificate au potenţialul de a afecta diverse elemente ale infrastructurii sistemului de gaze naturale. Deşi un singur risc cu o probabilitate redusă nu prezintă o ameninţare considerabilă, mai multe tipuri de riscuri care se materializează simultan pot duce la deteriorarea rapidă a situaţiei în materie de aprovizionare cu gaze naturale.

111. Riscurile tehnice ce pot apărea în legătură cu starea reţelelor de transport şi de distribuţie a gazelor naturale nu pot avea un impact determinant la declanşarea unei crize în aprovizionarea cu gaze naturale, întrucât OST şi OSD dispun de toate mijloacele şi procedurile necesare pentru întreţinerea în stare tehnică normală a reţelelor de gaze naturale, precum şi pentru o intervenţie promptă în cazul apariţiei unor defecţiuni pe anumite porţiuni ale reţelelor de gaze naturale, astfel încât durata maximă de restabilire să nu depăşească 72 de ore şi să nu afecteze aprovizionarea fiabilă cu gaze naturale a consumatorilor protejaţi.

112. Cele mai grave riscuri care pot afecta securitatea aprovizionării cu gaze naturale a Republicii Moldova sunt factorii externi legaţi de livrarea gazelor naturale din Federaţia Rusă pe teritoriul Ucrainei, precum şi relaţiile comerciale dintre Republica Moldova şi Federaţia Rusă.

113. Contextul geopolitic actual, care implică războiul din Ucraina şi utilizarea resurselor energetice în calitate de instrument politic de către Federaţia Rusă, a crescut riscurile de aprovizionare cu energie. Uniunea Europeană se confruntă cu o creştere a preţurilor la energia electrică şi la gazele naturale, iar nivelul de expunere a Republicii Moldova la şocuri externe este şi mai mare decât media şi va persista pe termen lung. Prelungirea războiului din Ucraina şi incertitudinea evenimentelor ce vor urma perpetuează criza în domeniul energetic din Republica Moldova.

114. Războiul din Ucraina, probabilitatea sporită a atacurilor teroriste asupra infrastructurii gazelor naturale din regiune, inclusiv asupra instalaţiilor de stocare a gazelor naturale, precum şi întreruperea tranzitului de gaze naturale prin Ucraina, prin care se transportă gazele naturale în Europa şi Republica Moldova, indică nivelul înalt de ameninţare pentru securitatea aprovizionării cu gaze naturale a Republicii Moldova. Operatorul sistemului de transport al gazelor naturale din Ucraina (GTSOU – Gas Transmission System Operator of Ukraine LLC) a anunţat că actualul contract de tranzit prin Ucraina al gazelor din Federaţia Rusă va expira la 31 decembrie 2024 şi nu se intenţionează ca acesta să fie reînnoit începând cu 1 ianuarie 2025. Astfel, una dintre ipotezele de lucru pentru măsurile care trebuie implementate în cadrul scenariilor identificate este tranzitul zero gaze naturale ruseşti prin Ucraina.

115. Sistarea tranzitului gazelor naturale care provin din Federaţia Rusă pe teritoriul Ucrainei poate conduce la sistarea livrării gazelor naturale către malul stâng al Nistrului şi constituie o ameninţare la securitatea energetică a Republicii Moldova.

116. Mai mult, litigiile comerciale cu Federaţia Rusă, generate de datoriile istorice ale SA "Moldovagaz" faţă de SAP "Gazporm", şi volatilitatea preţului la gazele naturale pe pieţele regionale creează riscuri mari pentru securitatea aprovizionării cu gaze naturale în Republica Moldova.

117. Probabilitatea sporită a instabilităţii politice în regiune în contextul războiului din Ucraina, volatilitatea ratei de schimb a valutei naţionale şi inflaţia majorată pot, de asemenea, constitui riscuri considerabile.

Secţiunea a 2-a

Scenarii de risc

118. Ţinând cont de contextul local şi regional privind aprovizionarea cu gaze naturale, în conformitate cu factorii de risc identificaţi, au fost elaborate 7 scenarii bazate pe riscuri, în funcţie de probabilitatea apariţiei acestora şi de impactul preconizat asupra aprovizionării cu gaze naturale a Republicii Moldova, după cum urmează:

Scenariul 1. Întreruperea livrării gazelor naturale în Republica Moldova din cauza deteriorării infrastructurii de aprovizionare cu gaze naturale, ca urmare a războiului din Ucraina iniţiat de Federaţia Rusă sau a unui atac terorist asupra infrastructurii de aprovizionare cu gaze naturale din Federaţia Rusă sau din Ucraina.

Scenariul 2. Condiţii meteo extreme, prin apariţia condiţiilor meteo cu valori scăzute ale temperaturii medii sub minus 15 °C în perioada rece a anului (într-un interval de timp de cel puţin 7 zile) şi a condiţiilor meteo cu valori scăzute ale temperaturii medii sub minus 15 °C în perioada rece a anului (într-un interval de timp de până la 30 de zile).

Scenariul 3. Limitarea furnizării gazelor naturale Republicii Moldova din cauza litigiilor comerciale (datoriile SA "Moldovagaz" faţă de SAP "Gazprom") sau din cauza tensiunilor politice dintre Republica Moldova şi Federaţia Rusă.

Scenariul 4. Sistarea furnizării gazelor naturale în Republica Moldova din cauza litigiilor comerciale (datoriile SA "Moldovagaz" faţă de SAP "Gazprom") sau din cauza tensiunilor politice dintre Federaţia Rusă şi Republica Moldova;

Scenariul 5. Reducerea sau sistarea furnizării gazelor naturale către Republica Moldova din cauza capacităţii limitate sau a incapacităţii consumatorilor finali de a plăti preţuri mari la gazele naturale (preţuri de piaţă), în caz de criză energetică sau de situaţie macroeconomică negativă în ţară (inflaţia majorată sau devalorizarea valutei naţionale).

Scenariul 6. Limitarea livrării gazelor naturale în Republica Moldova, cu posibilitatea de a importa doar printr-un singur punct de interconectare (PI Ungheni);

Scenariul 7. Sistarea livrării gazelor naturale pe malul stâng al Nistrului.

119. În funcţie de scenariu, impactul diferitor evenimente, care influenţează securitatea aprovizionării cu gaze naturale a Republicii Moldova, variază de la 72 ore la 180 de zile, în funcţie de timpul necesar pentru eliminarea consecinţelor negative ale întreruperilor în aprovizionarea cu gaze naturale.

120. Analiza acestor şapte scenarii arată că în cazul în care se întrerupe aprovizionarea cu gaze naturale a Republicii Moldova, din diferite motive, deficitul potenţial de gaze naturale poate varia între 155 şi 190 de milioane m³ în decurs de 30 de zile, în perioada de iarnă, şi între 30 şi 89 milioane m³ în alte perioade ale anului.

121. Deficitul de gaze naturale pentru consumatorii protejaţi poate varia între 71 şi 100 milioane m3 în decurs de 30 de zile, în perioada de iarnă, şi de la 13 la 38 milioane m^3, în alte perioade ale anului.

122. În cazul unei întreruperi pe termen lung a aprovizionării cu gaze naturale (180 de zile), deficitul poate ajunge la 711 milioane m3, inclusiv pentru consumatorii protejaţi – aproximativ 362 de milioane m³. La fel, a fost estimat deficitul de gaze naturale în cazul limitării livrării acestora în Republica Moldova, cu posibilitatea de a importa doar printr-un singur punct de interconectare. Astfel, capacitatea punctelor de interconectare PI Alexeevca, PI Ananiev, PI Grebeniki sau PI Căuşeni este suficientă pentru a asigura aprovizionarea cu gaze naturale a Republicii Moldova. În cazul în care se importă gaze naturale exclusiv prin PI Ungheni, este estimat un deficit de gaze naturale doar în perioada de iarnă, de circa 9-34 milioane m³/lună.

123. Sistarea livrării gazelor naturale pe malul stâng al Nistrului poate duce la un deficit estimat de gaze naturale, în perioada de iarna, de circa 193-217 milioane m³.

124. Scenariile de risc identificate şi deficitul estimat de gaze naturale este descris mai jos.

Tabelul 10. Lista scenariilor de risc relevante şi deficitul estimat de gaze naturale

Secţiunea a 3-a

Evaluarea riscurilor

125. Riscurile identificate au fost evaluate calitativ luând în considerare probabilitatea apariţiei riscurilor, precum şi eventualele consecinţe asupra aprovizionării cu gaze naturale în cazul apariţiei acestora, după cum urmează:

125.1. probabilitatea apariţiei riscurilor identificate:

125.1.1 . foarte mică – este foarte puţin probabil ca incidentul să aibă loc pe parcursul următorilor 10 ani;

125.1.2 . mică – este puţin probabil ca riscul să apară pe parcursul următorilor 5 ani;

125.1.3 . medie – este probabil ca riscul să apară pe parcursul următorilor 5 ani;

125.1.4 . ridicată – este probabil ca riscul să apară pe parcursul următorilor 3 ani;

125.1.5 . foarte ridicată – există certitudinea apariţiei riscului în viitorul apropiat;

125.2. consecinţa asupra aprovizionării cu gaze naturale în cazul apariţiei riscurilor identificate:

125.2.1. nesemnificativă – atunci când riscul survenit duce la o perturbare care poate fi gestionată uşor de întreprinderile de gaze naturale, prin aplicarea de măsuri operative, iar aprovizionarea consumatorilor cu gaze naturale nu este afectată;

125.2.2. moderată – atunci când riscul survenit afectează aprovizionarea cu gaze naturale, dar situaţia poate fi rezolvată prin aplicarea măsurilor bazate pe mecanisme de piaţă, consumatorii nefiind afectaţi semnificativ;

125.2.3. semnificativă – atunci când riscul survenit afectează semnificativ aprovizionarea cu gaze naturale, iar măsurile bazate pe mecanisme de piaţă nu mai sunt suficiente şi este necesară aplicarea măsurilor de urgenţă pentru asigurarea aprovizionării cu gaze naturale a consumatorilor afectaţi;

125.2.4. gravă – atunci când riscul survenit provoacă întreruperi grave în aprovizionarea cu gaze naturale şi este necesară introducerea măsurilor de urgenţă pentru a asigura aprovizionarea cu gaze naturale cel puţin a consumatorilor protejaţi;

125.2.5. foarte gravă – atunci când ca rezultat al apariţiei riscului, aprovizionarea cu gaze naturale este afectată în mare parte sau totalmente şi este necesară aplicarea măsurilor de urgenţă pentru restabilirea aprovizionării cu gaze naturale a consumatorilor în termen cât mai restrâns.

126. Rezultatele evaluării calitative a riscurilor identificate sunt reprezentate în matricea riscurilor.

Figura 6. Rezultatele evaluării calitative a riscurilor identificate

În matricea riscurilor prezentată în figura 6, fiecare combinaţie probabilitate – consecinţă (severitate) este indicată în cod de culoare verde – galben – roşu, după cum urmează:

Notă: Pe axa X a matricei sunt prezentate consecinţele (cu creşterea daunelor de la stânga la dreapta) care pot avea loc în cazul apariţiei riscurilor privind securitatea aprovizionării cu gaze naturale, iar pe axa Y este prezentată probabilitatea de apariţie a riscurilor (cu o creştere a probabilităţilor de jos în sus). Produsul cartezian al ambelor axe oferă toate combinaţiile posibile de probabilităţi şi consecinţe, adică severitatea combinaţiei probabilitate-consecinţă.

CAPITOLUL IV

SSTANDARDUL PRIVIND INFRASTRUCTURA

Secţiunea 1

Formula "N-1" la nivel naţional

127. În conformitate cu Regulamentul privind situaţiile excepţionale în sectorul gazelor naturale, respectarea standardului privind infrastructura este una dintre condiţiile de bază pentru asigurarea securităţii aprovizionării cu gaze naturale. Potrivit standardului privind infrastructura, în cazul în care se afectează infrastructura principală a sistemului de gaze naturale, infrastructura rămasă disponibilă trebuie să dispună de capacitatea de a asigura volumul total de gaze naturale pentru zona luată în calcul, necesar pentru o zi de cerere de gaze naturale excepţional de mare, constatată statistic o dată la 20 de ani.

Formula "N-1" descrie capacitatea tehnică a infrastructurii sistemului de gaze naturale, necesară pentru satisfacerea cererii totale de gaze naturale, în conformitate cu standardul privind infrastructura.

128. În cazul în care se afectează infrastructura principală a sistemului de gaze naturale, infrastructura rămasă disponibilă după ieşirea din funcţiune a oricărui element principal de infrastructură, trebuie să dispună de capacitatea de a asigura volumul total de gaze naturale pentru zona luată în calcul, necesar pentru o zi în care cererea de gaze naturale este excepţional de mare, constatată statistic o dată la 20 de ani, adică N-1 > 100%, şi aceasta arată în felul următor:

În acelaşi timp, dacă este demonstrat că o întrerupere a aprovizionării cu gaze naturale poate fi compensată în mod suficient şi în timp util prin măsuri adecvate, bazate pe cererea de pe piaţa gazelor naturale, criteriul "N-1" se va calcula în conformitate cu următoarea formulă:

unde:

EP_m – capacitatea tehnică a tuturor punctelor de intrare (milioane m³/zi), cu excepţia capacităţii tehnice a instalaţiilor de producere P_m şi a instalaţiilor de stocare S_m, şi GNL_m, adică suma capacităţilor tehnice ale tuturor punctelor de intrare de la frontieră, prin care e posibilă aprovizionarea cu gaze naturale în zona luată în calcul, adică Republica Moldova;

P_m – capacitatea tehnică maximă de producere (milioane m³/zi), ce reprezintă suma capacităţilor zilnice maxime de producere ale tuturor instalaţiilor de producere capabile să aprovizioneze cu gaze naturale Republica Moldova;

S_m – capacitatea tehnică maximă de extracţie din instalaţiile de stocare (milioane m³/zi), ce reprezintă suma capacităţilor tehnice zilnice maxime de extracţie din toate instalaţiile de stocare, care pot fi livrate la toate punctele de intrare ale Republicii Moldova, ţinând cont de caracteristicile fizice ale fiecărei instalaţii de stocare;

GNL – capacitatea tehnică maximă a instalaţiilor GNL (milioane m³/zi), ce constituie suma capacităţilor tehnice zilnice maxime de extracţie din toate instalaţiile GNL din Republica Moldova, luând în considerare elemente critice precum descărcarea, serviciile auxiliare, stocarea temporară şi regazificarea GNL, precum şi capacitatea tehnică de extracţie;

I_m – capacitatea tehnică a infrastructurii principale a sistemului de gaze naturale (milioane m³/zi), cu cea mai mare capacitate de aprovizionare a Republicii Moldova. În cazul în care mai multe conducte de gaze naturale sunt racordate la aceeaşi infrastructură, în amonte sau în aval, şi nu pot fi exploatate separat, acestea sunt considerate o singură infrastructură;

D_max – cererea zilnică totală de gaze naturale (milioane m³/zi) pe parcursul unei zile în care consumul de gaze naturale este excesiv de mare, constatat statistic o dată la 20 de ani;

D_eff – partea (milioane m³/zi) din D_max (milioane m³/zi) care, în cazul unei întreruperi în aprovizionarea cu gaze naturale, poate fi acoperită în mod eficient şi în timp util cu măsuri ce se referă la cerere, bazate pe mecanisme de piaţă (de exemplu, prin aplicarea contractelor de furnizare întreruptibilă cu gaze naturale).

129. Indicatorii infrastructurii gazelor naturale din Republica Moldova utilizaţi la efectuarea calculelor conform criteriului "N-1" sunt prezentaţi în anexa nr.1 la prezentul Plan de acţiuni pentru situaţii excepţionale.

130. În urma aplicării valorilor indicatorilor privind infrastructura sistemului de gaze naturale, s-a obţinut următorul rezultat, atunci când s-au efectuat calculele conform criteriului "N-1":

131. Rezultatul obţinut la efectuarea calculului conform criteriului "N-1" (398,46%) indică faptul că sistemul gazelor naturale din Republica Moldova îndeplineşte cerinţele standardului privind infrastructura şi poate asigura livrarea volumului de gaze naturale necesar pentru a satisface necesităţile de gaze naturale pe parcursul unei zile în care cererea de gaze naturale este excepţional de mare, chiar şi în cazul în care se afectează infrastructura principală a sistemului de gaze naturale (gazoductul Ananiev – Tiraspol – Ismail), care are cea mai mare capacitate tehnică.

Conducta de gaze naturale Ananiev – Tiraspol – Ismail este utilizată pentru a asigura tranzitul gazelor naturale spre ţările balcanice, însă din mai 2021 nu a mai avut loc tranzitul de gaze naturale spre sud. Din aceste considerente, valoarea Dmax (capacitatea proprie de consum maximă înregistrată împreună cu capacitatea maximă zilnică de tranzit) este estimată la 39,05 milioane m³/zi (29,25+9,8), pentru care criteriul "N-1" va fi egal cu 100%, în conformitate cu formula de mai jos:

Secţiunea a 2-a

Capacitate flux revers. Capacitatea bidirecţională

132. Un flux de gaze naturale în sens revers în Republica Moldova este disponibil prin 5 puncte de interconectare cu capacităţi, după cum urmează:

133. Capacitatea bidirecţională totală cu ţările vecine este de 25,91 milioane m³/zi, inclusiv 23,87 milioane m³/zi cu Ucraina şi 2,04 milioane m³/zi cu România.

134. Putem conclude că, în cazul în care se afectează infrastructura principale a sistemului de gaze naturale, conducta de gaze naturale Ananiev – Tiraspol – Ismail, infrastructura rămasă disponibilă dispune de capacitatea de a aproviziona consumatorii finali din ţară cu gaze naturale. Totuşi, în acest caz, criteriul "N-1" este aproape de valoarea minimă necesară, ceea ce duce la riscuri considerabile pentru securitatea energetică a ţării.

Capitolul V

STANDARDUL PRIVIND APROVIZIONAREA CU GAZE NATURALE

Secţiunea 1

Categoriile de consumatorii protejaţi

135. Conform Regulamentului privind situaţiile excepţionale în sectorul gazelor naturale, furnizorii de gaze naturale cărora li s-a impus obligaţia de serviciu public şi operatorii de sistem sunt obligaţi să întreprindă măsurile necesare pentru a asigura aprovizionarea cu gaze naturale a consumatorilor protejaţi, în următoarele cazuri:

135.1. temperaturi extreme pentru o perioadă de vârf de 7 zile, constatate statistic o dată la 20 de ani;

135.2. orice perioadă de cel puţin 30 de zile în care cererea de gaze naturale este excepţional de mare, constatată statistic o dată la 20 de ani;

135.3. o perioadă de cel puţin 30 de zile, în cazul afectării infrastructurii principale a sistemului de gaze naturale în condiţii de iarnă normale.

136. În Republica Moldova, sunt consideraţi consumatori protejaţi următoarele categorii de consumatori:

136.1. consumatorii casnici, ale căror instalaţii de utilizare sunt racordate la reţeaua de distribuţie a gazelor naturale;

136.2. întreprinderile şi instituţiile care prestează servicii sociale esenţiale, ale căror instalaţii de utilizare sunt racordate la reţeaua de distribuţie sau de transport al gazelor naturale;

136.3. întreprinderile mici în sensul Legii nr.179/2016 cu privire la întreprinderile mici şi mijlocii, ale căror instalaţii de utilizare sunt racordate la reţeaua de distribuţie a gazelor naturale, cu excepţia titularilor de licenţă pentru vânzarea GNL pentru vehicule la staţiile de alimentare;

136.4. centralele electrice de termoficare şi/sau centralele termice racordate la reţeaua de distribuţie sau de transport al gazelor naturale, care livrează energie termică în sistemul centralizat de alimentare cu energie termică sau care livrează energie termică pentru consumatorii indicaţi la subpunctele 136.1, 136.2 şi 136.3, cu condiţia că acestea nu pot funcţiona cu alţi combustibili decât gazele naturale.

Categoriile de consumatori de la subpunctele 136.2 şi 136.3 sunt consideraţi consumatori protejaţi, cu condiţia că consumul lor de gaze naturale nu reprezintă, împreună, mai mult de 20% din consumul final total anual de gaze naturale.

137. Locurile de consum la care întreprinderile şi instituţiile menţionate la subpunctul 136.2 nu prestează servicii sociale esenţiale se consideră consumatori întreruptibili şi pentru acestea pot fi aplicate măsuri de limitare şi/sau de întrerupere a livrării gazelor naturale.

138. Fiecare operator de sistem întocmeşte lista consumatorilor protejaţi, ale căror instalaţii de utilizare sunt racordate la reţelele sale de gaze naturale. Listele consumatorilor protejaţi trebuie să conţină inclusiv informaţii cu privire la genul de activitate (în cazul consumatorilor noncasnici) şi la volumele lunare de gaze naturale pe fiecare loc de consum pentru anul calendaristic anterior. Furnizorii sunt obligaţi să prezinte operatorilor de sistem toate informaţiile necesare pentru întocmirea listelor respective. Listele consumatorilor protejaţi se păstrează la operatorii de sistem respectivi, se actualizează o dată la două luni şi se prezintă, la solicitare, organului central de specialitate şi/sau OST. La apariţia situaţiei excepţionale, operatorii de sistem sunt obligaţi să prezinte imediat listele consumatorilor protejaţi OST.

139. Anual, până la data de 1 august, OST, în baza informaţiei prezentate de OSD şi de furnizori, prezintă organului central de specialitate lista nominală a consumatorilor protejaţi grupaţi pe categorii, ce include informaţia în formatul de raportare coordonat preventiv de OST cu organul central de specialitate.

Secţiunea 2-а

Consumul de gaze naturale al consumatorilor protejaţi

140. Conform datelor prezentate în anexa nr.2 la prezentul Plan de acţiuni pentru situaţii excepţionale, în anul 2021, sectorul rezidenţial şi cel energetic au fost două cele mai mari categorii de consumatori de gaze naturale, cu o proporţie de 39% şi, respectiv, 37% din consumul total de gaze naturale pentru teritoriul de pe malul drept al Nistrului. În anul 2022, cea mai mare pondere în structura furnizării de gaze naturale, de 40,6%, le-a revenit consumatorilor casnici cu o creştere de 2,9 p.p. faţă de anul 2021, urmată de consumul întreprinderilor din sectorul energetic, cu ponderea de 29,8%, cu o diminuare cu 2,1 p.p. comparativ cu anul precedent.

141. Conform datelor pentru sezonul de încălzire 2022-2023 pentru teritoriul de pe malul drept al Nistrului, consumul minim lunar de gaze naturale al consumatorilor casnici a fost de 12,4 milioane m³/lună, consumul maxim lunar de gaze naturale a fost de 47,4 milioane m³/lună, iar consumul mediu a fost de 36,2 milioane m³/lună.

142. S.A "Termoelectrica" şi SA "CET-Nord" constituie cea de-a doua categorie majoră de consumatori finali de gaze naturale de pe malul drept al Nistrului, care utilizează gazele naturale pentru producerea energiei electrice şi energiei termice la CET-uri.

143. Consumul minim lunar de gaze naturale al acestora în sezonul de încălzire 2021-2022 a constituit 41,15 milioane m³/lună (35,7+5,45), valoarea lunară maximă a fost de 59,88 milioane m³/lună (51,69 +8,19).

144. Alte categorii-cheie de consumatori de gaze naturale în Republica Moldova (de pe malul drept al Nistrului) sunt industria, consumul lunar mediu în perioada sezonului de încălzire în 2022-2023 al căreia a fost de 8,3 milioane m³/lună, şi instituţiile bugetare, cu un consum de 3,4 milioane m³/lună. Consumul de gaze naturale a altor furnizori de energie termică prin sistemele centralizate de alimentare cu energie termică a constituit 0,5 milioane m³/lună, şi alte sectoare – 15,2 milioane m³/lună.

145. Consumul mediu lunar de gaze naturale al consumatorilor protejaţi de pe malul drept al Nistrului, pentru sezonul de încălzire 2022-2023, a fost estimat la 72 de milioane m³ (sau aproximativ 54,5% din consumul total), în timp ce consumul lunar al gazelor naturale de către consumatorii întreruptibili a fost estimat la 60 milioane m³ (sau aproximativ 45,5% din consumul total).

Secţiunea a 3-a

Volumele de gaze naturale necesare corespunderii la

standardul privind aprovizionarea cu gaze naturale

146. Cel mai mare consum de gaze naturale în Republica Moldova este înregistrat în sezonul de încălzire (70-76% din consumul total anual). În lunile ianuarie – februarie, consumul de gaze naturale constituie până la 32-36% din consumul total anual de gaze naturale, urmat de consumul de gaze naturale din lunile noiembrie, decembrie şi martie. În anul 2022, consumul de gaze naturale în lunile ianuarie – februarie a constituit aproximativ 22-25 % din consumul anual.

147. Consumul maxim de gaze naturale a fost înregistrat la 23 ianuarie 2006, fiind în volum de 9,8 milioane m³/zi.

148. Pentru a asigura aprovizionarea fiabilă cu gaze naturale a consumatorilor protejaţi, trebuie să fie respectate următoarele condiţii:

148.1. în cazul unor temperaturi extreme pentru o perioadă de vârf de 7 zile, constatate statistic o dată la 20 de ani – consumul gazelor naturale de către consumatorii protejaţi ar atinge volumul de 5,88 milioane m³/zi (comparativ cu 3,85 milioane m³/zi în condiţii climaterice normale). Volumul total de gaze naturale care trebuie să fie livrat consumatorilor protejaţi în decursul a 7 zile, conform respectivului scenariu, ajunge la 41,16 milioane m³.

148.2. în cazul unei cereri de gaze naturale excepţional de mare pentru cel puţin 30 de zile – volumul de gaze naturale necesar pentru aprovizionarea consumatorilor protejaţi este de 5,88 milioane m³/zi sau 176,4 milioane m³ pentru o perioadă de 30 de zile;

148.3. în cazul afectării infrastructurii principale a sistemului de gaze naturale în condiţii normale de iarnă – volumul minim necesar pentru aprovizionarea cu gaze naturale a consumatorilor protejaţi este de 3.85 milioane m³/zi sau 115 milioane m³ pentru o perioadă de 30 de zile.

149. Luând în calcul aprovizionarea cu gaze naturale şi necesarul de gaze naturale, se vor respecta următoarele cerinţe din standardul privind aprovizionarea cu gaze naturale:

149.1. în cazul unor temperaturi extreme pentru o perioadă de vârf de 7 zile, constatate statistic o dată la 20 de ani, este necesar un volum adiţional de 14,21 milioane m3 (41,16-26.95(3.85*7)) de gaze naturale este necesar pentru a acoperi cererea crescută a consumatorilor protejaţi pe o perioada de 7 zile (sau aproximativ 7,5% din cererea lunară de gaze naturale în condiţii climaterice normale de iarna);

149.2. în cazul afectării infrastructurii principale a sistemului de gaze naturale, infrastructura rămasă disponibilă satisface criteriul de fiabilitate derivat din formula "N-1" nu doar pentru consumatorii protejaţi, dar şi pentru alte categorii de consumatori de gaze naturale;

149.3. în cazul unei cereri de gaze naturale excepţional de mari pe o perioadă de cel puţin 30 de zile, volumul estimat de gaze naturale necesar consumatorilor protejaţi este de 5,88 milioane m³/zi sau de 176,4 milioane m³ pe o perioadă de 30 de zile. În acest scenariu, un volum adiţional estimat de 60,9 milioane m³ de gaze naturale este necesar pentru a acoperi cererea crescută (sau aproximativ 32,1% din cererea de gaze naturale lunară în condiţii climaterice normale).

150. Dacă există o cerere excepţional de mare de gaze naturale pe piaţa gazelor naturale sau dacă aprovizionarea cu gaze naturale este limitată, iar volumele de gaze naturale disponibile sunt încă insuficiente pentru a satisface necesităţile consumatorilor protejaţi care au rămas neacoperite, deşi au fost aplicate mecanisme de piaţă, urmează a fi aplicate măsurile stabilite în Planul de urgenţă, pentru a asigura aprovizionarea cu gaze naturale a consumatorilor protejaţi.

Capitolul VI

MĂSURILE PREVENTIVE. DESCRIEREA MĂSURILOR

ÎN BAZA RISCURILOR IDENTIFICATE

Secţiunea 1

Măsuri preventive bazate pe mecanisme de piaţă

151. În cadrul Planului de acţiuni preventive, asigurarea aprovizionării cu gaze naturale este realizată printr-o abordare care vizează, în cea mai mare măsură, adoptarea măsurilor preventive bazate pe mecanisme de piaţă.

152. Măsurile preventive bazate pe mecanisme de piaţă pot fi grupate în măsuri preventive ce se referă la oferta de gaze naturale, măsuri preventive ce se referă la cererea de gaze naturale şi alte măsuri.

Tabel 11. Măsuri preventive bazate pe mecanisme de piaţă

153. În cazul în care măsurile bazate pe mecanisme de piaţă nu sunt suficiente pentru a preveni o situaţie de criză şi pentru aprovizionarea cu gaze naturale a consumatorilor protejaţi, urmează a fi aplicate măsuri care nu se bazează pe mecanisme de piaţă, inclusiv crearea, menţinerea şi utilizarea stocurilor de securitate, conform art.108¹ din Legea cu privire la gazele naturale.

154. Ţinând cont de specificul de aprovizionare cu gaze naturale a Republicii Moldova urmare a analizei situaţiei existente în sectorul gazelor naturale, precum şi a rezultatelor obţinute la evaluarea riscurilor şi a standardelor privind infrastructura şi privind aprovizionarea cu gaze naturale, au fost identificate o serie de măsuri preventive care pot elimina sau reduce scenariile de risc identificate.

Subsecţiunea 1

Scenariul 1. Întreruperea livrării gazelor naturale în Republicii Moldova

 din cauza deteriorării infrastructurii de aprovizionare cu gaze naturale,

ca urmare a războiului din Ucraina iniţiat de Federaţia Rusă sau a unui

atac terorist asupra infrastructurii de aprovizionare cu gaze

naturale din Federaţia Rusă sau Ucraina

155. În contextul situaţiei geopolitice şi al escaladării războiului iniţiat de Federația Rusă în Ucraina, probabilitatea afectării infrastructurii critice de gaze naturale şi probabilitatea întreruperii livrării gazelor, conform scenariului 1, sunt ridicate. Deficitul estimat de gaze naturale, pentru o perioadă de până la 30 de zile iarna, constituie circa 155-190 de milioane m³, iar în restul anului – circa 30-89 de milioane m³. Pentru eliminarea şi/sau atenuarea riscurilor aferente scenariului 1, se stabilesc următoarele măsuri preventive bazate pe mecanisme de piaţă, care se referă la oferta de gaze naturale.

155.1. Crearea şi menţinerea stocurilor de gaze naturale aferente obligaţiei de stocare, conform art.108²-108³ din Legea cu privire la gazele naturale.

Furnizorul desemnat de Guvern are obligaţia de a stoca, în instalaţiile de stocare din ţările părţi ale Comunităţii Energetice şi/sau din statele membre ale Uniunii Europene, o cantitate de gaze naturale care să corespundă nivelului de cel puţin 15% din consumul mediu anual de gaze naturale al consumatorilor finali din Republica Moldova racordaţi la reţelele de gaze naturale ale operatorilor de sistem licenţiaţi, determinat pentru ultimii 5 ani calendaristici.

Din motive de securitate, ca măsură preventivă pentru situaţia întreruperii livrărilor de gaze naturale în Republicii Moldova, conform scenariului 1, la luarea deciziei privind alegerea instalaţiei/-lor de stocare a gazelor naturale care urmează să fie utilizate pentru menţinerea gazelor naturale care fac obiectul obligaţiei de stocare, titularul obligaţiei de stocare va realiza analiza a riscurilor de securitate referitoare la stocarea gazelor naturale în instalaţiile de stocare din ţările membre UE şi/ sau alte ţări părţi ale Comunităţii Energetice.

La decizia Guvernului, obligaţia de stocare poate fi înlocuită, integral sau parţial, prin implementarea mecanismului de partajare a eforturilor, conform art.108⁴ din Legea cu privire la gazele naturale.

Dimensiunea naţională/regională: la nivel naţional, prin crearea şi menţinerea stocurilor de gaze naturale aferente obligaţiei de stocare se asigură disponibilitatea gazelor naturale pentru furnizorii de gaze naturale, în vederea aprovizionării fiabile a consumatorilor interni şi a atenuării majorării bruşte a preţurilor gazelor naturale pentru consumatorii finali. Pentru anul 2024, cantitatea totală de gaze naturale ce corespunde obligaţiei de stocare, aprobată prin Hotărârea Guvernului nr.365/2024, a constituit 97,1 milioane m³, din care se deduce cantitatea de gaze naturale de 47,1 milioane m³ stocată în calitate de stocuri de securitate.

Măsura contribuie la asigurarea securităţii energetice naţionale şi regionale, în spiritul solidarităţii cu ţările părţi ale Comunităţii Energetice şi cu statele membre ale Uniunii Europene.

Măsura are caracter obligatoriu. Entităţile responsabile de implementare sunt Guvernul, Ministerul Energiei, titularul obligaţiei de stocare. Monitorizarea implementării este asigurată de către Ministerul Energiei şi ANRE.

155.2. Achiziţionarea gazelor naturale din mai multe surse şi asigurarea transportării acestora prin diferite rute de aprovizionare.

Furnizorii de gaze naturale din Republica Moldova pot procura gaze naturale de pe pieţele regionale şi pot asigura livrarea acestora prin alte rute disponibile, având acces la următoarele opţiuni de aprovizionare:

155.2.1. achiziţia de gaze naturale de pe pieţele Uniuni Europene, pentru a fi livrate prin România (PI Ungheni) şi Ucraina (PI Isaccea/PI Orlovca), după caz;

155.2.2. achiziţia de gaze naturale din Grecia, Turcia, bazinul Caspic şi livrate prin coridorul transbalcanic în flux revers la frontiera dintre România şi Ucraina (PI Isaccea/PI Orlovca);

155.2.3. accesul la pieţele de GNL. Posibile rute de aprovizionare cu gaze naturale care provin de la terminalele GNL din regiune.

155.2.3.1. Terminale GNL din Grecia (Terminal Revithoussa, Alexandroupolis);

155.2.3.2. Terminale GNL din Polonia (Terminal Swinoujscie, Gdansk);

155.2.3.3. Terminale GNL Klaipeda din Lituania;

155.2.3.4. Terminale GNL Krk din Croaţia;

155.2.3.5. Terminalul GNL Marmara din Turcia.

Dimensiunea naţională/regională

Măsura nu afectează pieţele regionale şi nu va distorsiona piaţa internă de gaze naturale din Republica Moldova. În contextul scenariului 1, consumatorii de gaze naturale vor beneficia de preţuri de piaţă la gazele naturale, iar furnizorii vor avea asigurată disponibilitatea gazelor naturale.

Măsura are caracter de recomandare. Entităţile responsabile de implementare sunt furnizorii de gaze naturale. Monitorizarea implementării este asigurată de ANRE.

155.3. Realizarea investiţiilor în infrastructura de gaze naturale prin majorarea capacităţii reţelelor naţionale de transport al gazelor naturale şi a punctelor de interconectare cu ţările vecine, dezvoltarea capacităţilor bidirecţionale la interconexiuni.

OST realizează investiţii în infrastructura de gaze naturale în conformitate cu Planul de dezvoltare a reţelelor de transport al gazelor naturale şi cu Planul anual de investiţii, aprobate de ANRE, pentru a răspunde necesităţilor de securitate în aprovizionarea cu gaze naturale, prin creşterea numărului de puncte de interconectare, majorarea capacităţilor de intrare existente în sistemul de transport şi asigurarea fluxului bidirecţional de gaze naturale. Cheltuielile de dezvoltare a reţelelor de transport al gazelor naturale sunt suportate de către OST şi se iau în considerare la stabilirea tarifelor pentru serviciul de transport al gazelor naturale, în cazul în care s-au efectuat în conformitate cu cerinţele Legii nr.108/2016. Măsura are caracter obligatoriu. Entităţile responsabile de implementare sunt OST şi ANRE.

Monitorizarea implementării este asigurată de către Ministerul Energiei şi ANRE.

156. Măsurile pentru dezvoltarea interconexiunilor între ţările vecine

Pe parcursul ultimilor ani, Republica Moldova a făcut progrese remarcabile în diversificarea rutelor de aprovizionare cu gaze naturale şi în ceea ce priveşte adoptarea legislaţiei UE pentru liberalizarea pieţei gazelor naturale¹⁰. Având în vedere infrastructura de transport transfrontalieră şi internă, lichiditatea în creştere a pieţei din ţările vecine şi reconfigurarea fluxurilor energetice regionale, Republica Moldova a obţinut acces la mai multe oportunităţi noi pentru îmbunătăţirea securităţii energetice:

_______________________

¹⁰ Potrivit Agenţiei Moody′s, ratingul Republicii Moldova a fost modificat la B3 stabil, având în vedere îmbunătăţirea securităţii energetice (utilizarea interconexiunii Iaşi –Ungheni – Chişinău, reducerea semnificativă a consumului de gaze naturale datorită utilizării combustibilului alternativ (păcura), crearea stocurilor de gaze naturale)

156.1. interconectarea la reţeaua de transport al gazelor naturale din România, prin interconexiunea Iaşi –Ungheni – Chişinău, şi consolidarea reţelei interne de transport de pe teritoriul României a creat o cale alternativă importantă de aprovizionare cu gaze naturale şi a îmbunătăţit considerabil securitatea aprovizionării cu gaze naturale a Republicii Moldova. Importurile de gaze naturale din România permit un grad mai mare de diversificare în aprovizionarea cu gaze naturale;

156.2. aprobarea, de către ANRE, a Planului de dezvoltare pentru 10 ani al operatorului sistemului de transport al gazelor naturale SRL "Vestmoldtransgaz" pentru anii 2023-2032;

156.3. promovarea investiţiilor în capacităţi bidirecţionale la interconexiuni;

156.4. realizarea transportului de gaze naturale în regim bidirecţional (revers) prin SMG Isaccea şi conductele transbalcanice a creat posibilităţi suplimentare pentru diversificarea surselor şi căilor de aprovizionare cu gaze naturale, inclusiv accesul potenţial la rezervele de GNL din Grecia;

156.5. promovarea utilizării capacităţilor existente ale reţelelor de transport a gazelor naturale în regim revers, în special a fluxurilor de gaze naturale pe coridorul transbalcanic;

156.6. adoptarea unui pachet de acte legislative primare şi secundare, prin care s-a progresat în reformarea sectorului gazelor naturale în direcţia unei pieţe competitive şi a integrării în piaţă internă a UE;

156.7. transpunerea şi implementarea codurilor de reţea de gaze naturale din UE;

156.8. alocarea de către OST a capacităţilor reţelelor de transport al gazelor naturale prin intermediul Platformei Regionale de Rezervare a capacităţi (RBP);

156.9. adoptarea de către ANRE a listei punctelor relevante de intrare/ieşire şi a tarifelor reglementate de intrare/ieşire pentru serviciile de transport al gazelor naturale;

156.10. OST are încheiate acorduri de interconectare cu OST din Ucraina şi SNTGN Transgaz SA (Romania), în conformitate cu prevederile privind interoperabilitatea şi schimbul de date din Codul reţelelor de gaze naturale;

156.11. cooperarea în cadrul iniţiativei de conectare a reţelelor de gaze în Europa Centrală şi de Sud-Est (CESEC);

156.12. cooperarea transregională privind dezvoltarea unei pieţe integrate a gazelor din Sud-Estul şi Estul Europei (SEEGAS);

156.13. cooperarea regională în contextul Memorandumului privind realizarea Coridorului Vertical.

Punerea în funcţiune a gazoductului TurkStream în 2020 a dus la o schimbare în utilizarea tradiţională a traseului conductei transbalcanice de la nord spre sud (din Ucraina spre ţările balcanice, prin Republica Moldova) şi la reducerea veniturilor OST din activitatea de transport a fluxurilor transfrontaliere de gaze naturale, crescând riscurile de aprovizionare asociate. În 2019 şi 2024, prin lucrările de reconstrucţie a SMG Căuşeni, s-au asigurat condiţiile necesare pentru transportul fluxurilor în sens revers prin intermediul gazoductului transbalcanic (de la sud spre nord), care a fost considerată una dintre principalele opţiuni alternative pentru aprovizionarea cu gaze naturale a Republicii Moldova în cazul în care nu se încheie un acord de tranzit al gazelor naturale între Federaţia Rusă şi Ucraina sau în cazul scenariului 1 de risc identificat.

Republica Moldova colaborează cu Ucraina pentru creşterea capacităţii fizice şi atractivităţii economice a rutei transbalcanice de transport a gazelor naturale în regim revers către Ucraina.

Prin implementarea măsurii, va fi asigurat statutul Republicii Moldova în calitate de ţară de tranzit care contribuie la securitatea energetică regională. Utilizatorii de sistem achită costurile aferente investiţiilor în dezvoltarea reţelelor incluse în tariful pentru transportul gazelor naturale.

Subsecţiunea a 2-a

Scenariul 2. Condiţii meteo extreme, prin apariţia condiţiilor meteo cu

valori scăzute ale temperaturii medii sub minus 15 °C în perioada rece

al anului şi într-un interval de timp de cel puţin 7 zile sau a condiţiilor

meteo cu valori scăzute ale temperaturii medii sub minus 15 °C

în perioada rece al anului şi într-un interval

de timp de până la 30 de zile

157. Pentru eliminarea şi/sau atenuarea riscurilor aferente scenariului 2, care pot duce la creşterea semnificativă a consumului de gaze naturale utilizate pentru încălzire în perioada de iarnă, urmează a fi aplicate măsuri bazate pe mecanisme de piaţă care se referă la oferta de gaze naturale, după cum urmează;

157.1. crearea şi menţinerea stocurilor de gaze naturale aferente obligaţiei de stocare, conform art.108²-108³ din Legea cu privire la gazele naturale.

Pentru acoperirea, în caz de necesitate, a deficitului estimat de gaze naturale în condiţiile scenariului 2, titularul obligaţiei de stocare are obligaţia de stocare a unei cantităţi de gaze naturale stabilite anual de Guvern, care urmează a fi pusă în circulaţie pe piaţa gazelor naturale, în vederea comercializării către furnizorii de gaze naturale de pe piaţa cu amănuntul (în limita cotei de piaţă deţinute de aceştia), conform preţului reglementat al stocurilor de gaze naturale aprobat de ANRE.

Dimensiunea naţională/regională

Aplicarea măsurii în ipoteza scenariului 2 nu afectează pieţele regionale de gaze naturale.

Măsura are ca scop asigurarea disponibilităţii gazelor naturale pentru piaţa internă şi a continuităţii aprovizionării cu gaze naturale consumatorilor finali.

Măsura are caracter obligatoriu. Entităţile responsabile de implementare sunt Guvernul, Ministerul Energiei şi titularul obligaţiei de stocare. Monitorizarea implementării este asigurată de către Ministerul Energiei şi ANRE;

157.2. achiziţionarea gazelor naturale din mai multe surse şi asigurarea transportării acestora prin diferite rute de aprovizionare;

157.3. utilizarea contractelor de furnizare a gazelor naturale pe termen lung şi pe termen scurt pentru a acoperi variaţia cererii de gaze naturale.

În cazul condiţiilor meteo extreme, furnizorii de gaze naturale pot asigura cantitatea necesară pentru acoperirea cererii de gaze naturale prin suplimentarea importurilor de gaze naturale, care pot fi achiziţionate de la bursele de gaze naturale din regiune, precum şi de pe platforma de tranzacţionare a gazelor naturale din Republica Moldova, operată de Bursa Română de Mărfuri (Romanian Commodities Exchange) Est.

Pentru a acoperi fluctuaţia cererii de gaze naturale, în scopul asigurării continuităţii furnizării gazelor naturale la preţuri accesibile şi previzibile, furnizorii de gaze naturale încheie contracte de procurare a gazelor naturale, pe termen lung (produse "forward") sau pe termen scurt, cu diferiţi furnizori sau producători de gaze naturale activi în regiune.

Deţinerea mai multor contracte de furnizare a gazelor naturale (pe termen lung şi pe termen scurt), încheiate cu diferiţi furnizori de gaze naturale, asigură satisfacerea cererii interne de gaze naturale, prevenirea potenţialelor dezechilibre, precum şi continuitatea furnizării gazelor naturale consumatorilor finali, cu respectarea parametrilor şi a indicatorilor de calitate stabiliţi.

Măsurile au caracter de recomandare. Entităţile responsabile de implementare sunt furnizorii de gaze naturale. Monitorizarea implementării este asigurată de ANRE.

Dimensiunea regională/naţională

Măsurile nu afectează pieţele regionale de gaze naturale.

Subsecţiunea a 3-a

Scenariul 3. Limitarea furnizării gazelor naturale Republicii Moldova din

cauza litigiilor comerciale (datoriile SA "Moldovagaz" faţă de "Gazprom

SAP") sau din cauza tensiunilor politice dintre Republica Moldova şi

Federaţia Rusă şi Scenariul 4. Sistarea furnizării gazelor naturale în

Republica Moldova din cauza litigiilor comerciale (datoriile SA

"Moldovagaz" către SAP "Gazprom") sau din cauza tensiunilor

politice dintre Federaţia Rusă şi Republica Moldova

158. Cu fiecare 10% de limitare conform scenariului 3, deficitul în aprovizionarea cu gaze naturale iarna constituie circa 16-18 milioane m³, iar în restul anului – circa 3-8 milioane m³. Deficitul estimat de gaze naturale în cazul în care se materializează scenariul 4, pentru o perioadă de până la 30 de zile iarna, constituie 155-190 de milioane m³, iar în restul anului 30-89 de milioane m³.

159. Deşi există un contract de furnizare a gazelor naturale pe un termen de cinci ani între SA "Moldovagaz" și SAP "Gazprom", valabil până în septembrie 2026, riscul rezoluţiunii unilaterale a contractului de către SAP "Gazprom" persistă, iar livrările de gaze naturale pot fi limitate (scenariul 3) sau sistate complet (scenariul 4).

Începând cu anului 2022, volumul zilnic de gaze naturale furnizate de SAP "Gazprom" a fost limitat unilateral la doar 5,7 milioane m³/zi, ceea ce nu este suficient pentru a asigura continuitatea aprovizionării cu gaze naturale a Republicii Moldova, existând astfel un deficit (contractual) de gaze naturale.

160. În vederea acoperirii deficitului estimat de gaze naturale conform scenariilor 3 şi 4, se impune aplicarea următoarelor măsuri bazate pe mecanisme de piaţă, pentru a spori oferta de gaze naturale:

160.1. crearea şi menţinerea stocurilor de gaze naturale aferente obligaţiei de stocare, conform art.1082-1083 din Legea cu privire la gazele naturale.

Stocarea de către Republica Moldova a gazelor naturale în depozitele de stocare, în baza unor acorduri şi contracte încheiate în prealabil, şi utilizarea ulterioară a stocurilor respective în perioadele vârfurilor de consum şi în cazul situaţiilor excepţionale;

160.2. achiziţionarea gazelor naturale din mai multe surse şi asigurarea transportării acestora prin diferite rute de aprovizionare;

160.3. utilizarea contractelor de furnizare a gazelor naturale pe termen lung şi pe termen scurt, pentru a acoperi variaţia cererii de gaze naturale;

160.4. promovarea investiţiilor în infrastructură şi în tehnologia necesară pentru producerea biogazului.

Scopul măsurii este promovarea producerii şi utilizării gazelor naturale produse din surse regenerabile de energie. Republica Moldova are potenţial în ceea ce priveşte producerea biogazului datorită resurselor sale agricole dezvoltate şi industriei alimentare, care produc o cantitate semnificativă de deşeuri vegetale şi de la animale. Pentru a valorifica pe deplin potenţialul producerii de biogaz, sunt necesare investiţii în infrastructură şi în tehnologie.

Măsura are caracter de recomandare. Entităţile responsabile de implementare sunt Ministerul Energiei şi CNED. Monitorizarea implementării este asigurată de către CNED;

160.5. efectuarea lucrărilor de prospecţiune pe teritoriul ţării pentru identificarea zăcămintelor de gaze naturale.

Scopul măsurii este exploatarea zăcămintelor de gaze naturale, identificarea surselor de aprovizionare cu gaze naturale prin prospectarea teritoriului din zona de Sud a ţării.

Entităţile responsabile de implementare sunt Întreprinderea de Stat Expediţia Hidro-Geologică din Moldova, Ministerul Mediului şi Agenţia pentru Geologie şi Resurse Minerale.

Măsura are caracter de recomandare. Monitorizarea implementării este asigurată de către Ministerul Mediului.

161. Pentru acoperirea deficitului estimat de gaze naturale, în cazul limitării sau sistării gazelor naturale conform scenariilor 3 şi 4, din categoria măsuri bazate pe mecanisme de piaţă care contribuie la reducerea cererii de gaze naturale, fac parte următoarele:

161.1. dezvoltarea şi lansarea campaniilor de informare cu privire la importanţa utilizării resurselor energetice alternative pentru producerea de energie termică (spre ex., biomasă, energie electrică), acolo unde este posibil din punct de vedere tehnic, pentru a reduce consumul de gaze naturale.

Măsura are caracter obligatoriu. Entitatea responsabilă de implementare este CNED;

161.2. crearea şi menţinerea stocurilor de combustibili alternativi de către consumatorii finali care deţin centrale electrice de termoficare pentru producerea energiei electrice şi termice.

În scopul reducerii consumului de gaze naturale, menţinând continuitatea producerii energiei electrice, fabricile de zahăr (ÎCS "Moldova-Zahar" SRL, SRL "Südzucker Moldova" ş.a.) procură combustibili alternativi necesari pentru producerea energiei electrice şi termice.

Măsura are caracter de recomandare. Monitorizarea implementării este asigurată de către Ministerul Energiei;

161.3. crearea şi menţinerea stocurilor de combustibili alternativi pentru producerea energiei termice, acolo unde este posibil din punct de vedere tehnic, de către SA "Termoelectrica", SA "CET-Nord" şi alţi furnizori de energie termică, titulari de licenţe eliberate de ANRE.

Măsura are caracter de recomandare. Monitorizarea implementării este asigurată de către Ministerul Energiei şi ANRE.

Entităţile responsabile sunt SA "Termoelectrica", SA "CET-Nord" şi alţi furnizori de energie termică, titulari de licenţe eliberate de ANRE. Monitorizarea implementării este asigurată de către Ministerul Energiei şi ANRE;

161.4. crearea şi menţinerea stocurilor de rezervă de către producătorii care exploatează centralele electrice pe bază de combustibili fosili, acolo unde este posibil din punct de vedere tehnic, pentru a asigura securitatea aprovizionării cu energie electrică, în condiţiile stabilite de Guvern.

Măsura are caracter obligatoriu. Termen de implementare: anual. Monitorizarea implementării este asigurată de către Ministerul Energiei şi ANRE.

Monitorizarea implementării măsurii este asigurată de către Ministerului Energiei şi ANRE;

161.5. crearea şi menţinerea stocurilor de combustibili alternativi/de rezervă de către consumatorii întreruptibili de gaze naturale, pentru a fi asigurată activitatea acestora.

Întreprinderile mari şi mijlocii au opţiunea trecerii la alte tipuri de combustibil sau achiziţionarea combustibilului de rezervă, dacă consideră oportun să desfăşoare activităţi pe parcursul situaţiilor de urgenţă, când există riscul limitării sau al întreruperii furnizării gazelor naturale.

Scopul măsurii este reducerea consumului de gaze naturale, asigurarea activităţii continue a întreprinderilor. Măsura are caracter de recomandare. Monitorizarea implementării este asigurată de către Ministerul Energiei;

161.6. promovarea realizării măsurilor de eficienţă energetică menite să diminueze consumul de gaze naturale, de energie termică şi de energie electrică.

Măsurile de eficienţă energetică menite să diminueze consumul de gaze naturale, de energie termică şi de energie electrică de către consumatorii finali urmează a fi luate în rezultatul auditurilor energetice realizate şi, respectiv, a utilizării tehnologiilor şi echipamentelor moderne eficiente energetic, care va duce la reducerea consumului de gaze naturale, a energiei termice şi energiei electrice generate pe bază de gaze naturale. Aceste măsuri de eficienţă energetică urmează a fi realizate în concordanţă cu acţiunile prevăzute în Planul naţional integrat privind energia şi clima. Scopul măsurii este reducerea cererii de gaze naturale şi a dependenţei de importuri.

Măsura are caracter obligatoriu. Entitate responsabilă de implementare este CNED;

161.7. reconectarea clădirilor la sistemele centralizate de alimentare cu energie termică, acolo unde este posibil din punct de vedere tehnic. Luarea măsurilor necesare pentru a creşte numărul de clădiri publice care ar putea fi conectate la sistemele centralizate de alimentare cu energie termică.

Măsura are caracter obligatoriu, conform Hotărârii Guvernului nr.489/2023. Entităţile responsabile sunt SA "Termoelectrica" şi SA "CET-Nord".

Monitorizarea implementării este asigurată de către Ministerul Energiei. Măsura este una permanentă;

161.8. desemnarea unei persoane responsabile, pentru fiecare instituţie, care să monitorizeze, să verifice şi să asigure consumul raţional de resurse energetice, precum şi să asigure menţinerea temperaturii interioare recomandate în cadrul clădirii, specifice tipului de activitate.

Măsura are caracter obligatoriu. Entităţile responsabile de implementare sunt Cancelaria de Stat, Agenţia Proprietăţii Publice, autorităţile administraţiei publice centrale, autorităţile administraţiei publice locale. Monitorizarea implementării este asigurată de către Cancelaria de Stat, Congresul Autorităţilor Locale din Moldova şi Ministerul Energiei. Măsura este una permanentă;

161.9. accelerarea implementării programelor de eficienţă energetică, cu accent pe consumatorii vulnerabili şi pe sectorul rezidenţial, dezvoltarea de noi programe şi implementarea acestora. Măsura urmează a fi realizată prin utilizarea surselor colectate în baza schemei de obligaţii în domeniul eficienţei energetice, în conformitate cu prevederile Legii nr.139/2018 cu privire la eficienţa energetică.

Măsura are caracter obligatoriu. Entitatea responsabilă de implementare este CNED. Monitorizarea implementării este asigurată de către Ministerul Energiei. Măsura este una permanentă;

161.10. monitorizarea consumului de resurse energetice în clădirile din domeniul public al statului şi înaintarea, după caz, a unor propuneri de elaborare/ajustare a programelor naţionale de finanţare a eficienţei energetice şi/sau a valorificării surselor de energie regenerabilă. Desemnarea unor persoane din cadrul fiecărei autorităţi/instituţie publice care vor asigura transmiterea, în adresa CNED, a informaţiilor necesare în vederea monitorizării consumului de resurse energetice în clădirile din domeniul public al statului, în baza informaţiilor din sistemul informaţional naţional în domeniul eficienţei energetice, cu înaintarea, după caz, către organul central de specialitate al administraţiei publice în domeniul energeticii, a propunerilor de elaborare/ajustare a programelor naţionale de finanţare a eficienţei energetice şi/sau valorificării surselor de energie regenerabilă.

Măsura are caracter obligatoriu. Entitatea responsabilă de implementare este CNED. Monitorizarea executării se asigură de către Ministerul Energiei. Măsura este una permanentă;

161.11. implementarea măsurilor de eficientizare a consumului de energie în clădirile publice, în conformitate cu recomandările autorităţii responsabile pentru implementarea politicilor în domeniul eficienţei energetice, stabilite prin Legea nr.139/2018 cu privire la eficienţa energetică şi prin Planul naţional integrat privind energia şi clima.

Scopul măsurii este reducerea consumului de resurse energetice în clădirile publice, conform obiectivelor.

Măsura are caracter obligatoriu. Entităţile responsabile de implementare sunt Agenţia Proprietăţii Publice, Cancelaria de Stat şi autorităţile administraţiei publice centrale.

Monitorizarea executării se asigură de către Cancelaria de Stat şi Ministerul Energiei. Măsura este una permanentă;

161.12. lansarea campaniilor publice de sensibilizare privind măsurile pe care trebuie să le ia cetăţenii pentru a reduce consumul de energie în gospodării (izolarea termică a clădirilor, utilizarea termostatelor pentru calorifere, reducerea temperaturii interioare etc.).

Informarea consumatorilor finali cu privire la măsurile ce pot fi întreprinse pentru reducerea consumului de energie al echipamentelor utilizate pentru încălzire, inclusiv necesitatea de a procura aparate electrocasnice eficiente energetic.

Entităţile responsabile de implementare sunt CNED, autorităţile administraţiei publice centrale şi autorităţile publice locale.

Monitorizarea executării se asigură de către Cancelaria de Stat, Ministerul Energiei şi CALM. Măsura este una permanentă;

161.13. organizarea de către CNED a seminarelor tematice, a întâlnirilor de lucru cu managerii energetici raionali, cu operatorii centralelor termice, cu administratorii instituţiilor publice, cu producătorii de biomasă etc. cu privire la necesitatea utilizării biomasei pentru producerea energiei termice, precum şi cu privire la necesitatea reducerii consumului de energie în clădirile publice.

Măsura are caracter obligatoriu. Entităţile responsabile de implementare sunt CNED, autorităţile administraţiei publice centrale şi autorităţile administraţiei publice locale. Monitorizarea implementării se asigură de către CNED.

Subsecţiunea a 4-a

Scenariul 5. Reducerea sau sistarea furnizării gazelor naturale către Republica

Moldova din cauza capacităţii limitate sau a incapacităţii consumatorilor de

a plăti preţuri mari la gazele naturale (preţuri de piaţă), în caz de criză

energetică sau de situaţie macroeconomică negativă în ţară

(inflaţia majorată sau devalorizarea valutei naţionale)

162. Deficitul estimat de gaze naturale în cazul scenariului 5 (până la 30 de zile) constituie, iarna: 155-190 de milioane m³, în restul anului: 30-89 de milioane m³.

163. Vulnerabilitatea principală se estimează a fi capacitatea limitată a consumatorilor din Republica Moldova de a plăti preţuri de piaţă pentru gazele naturale furnizate.

164. În vederea acoperirii deficitului de gaze naturale, urmează a fi aplicate măsuri cu privire la reducerea cererii consumului de gaze naturale prevăzute la scenariile 3 şi 4.

Subsecţiunea a 5-a

Scenariul 6. Limitarea livrării gazelor naturale în Republica

Moldova, cu posibilitatea de a importa doar printr-un singur

punct de interconectare (PI Ungheni)

165. Deficitul estimat de gaze naturale în cazul scenariului 6, până la 30 de zile, constituie, iarna: 9-34 de milioane m³, iar în restul anului: 0 m³.

166. Pentru a evita deficitul estimat de gaze naturale şi a majora importurile de gaze naturale din România prin PI Ungheni, este necesară dezvoltarea capacităţilor de transport al gazelor naturale pe teritoriul Republicii Moldova, conform Planului de dezvoltare al OST.

167. În cazul lipsei capacităţii de transport al gazelor naturale la punctele de interconectare, OST aplică procedurile de gestionare a congestiilor prevăzute de Regulamentul privind accesul la reţelele de transport al gazelor naturale şi gestionarea congestiilor, aprobat prin hotărârea ANRE nr.421/2019 şi de Codul reţelelor de gaze naturale, aprobat prin hotărârea ANRE nr.420/2019.

168. Măsurile au caracter obligatoriu. Entitatea responsabilă de implementare este SRL "Vestmoldtransgaz". Măsura este una permanentă.

Subsecţiunea a 6-a

Scenariul 7. Sistarea livrării gazelor naturale pe malul stâng al Nistrului

169. Deficitul estimat de gaze naturale în cazul scenariului 7 constituie circa 193-217 de milioane m³, în restul anului circa 123-186 de milioane m³.

170. SA "Moldovagaz" asigură livrările de gaze naturale pentru acoperirea necesităţilor malului stâng al Nistrului, predate de SAP "Gazprom", în baza contractului privind furnizarea gazelor naturale nr.1ГM-07-11 din 29 decembrie 2006, încheiat între SA "Moldovagaz" şi SAP "Gazprom", termenul de valabilitate al căruia a fost extins, în conformitate cu Acordul adiţional nr.19 din 29 octombrie 2021, până la 30 septembrie 2026. În acest scop, gazele naturale pot fi procurate la frontiera Federaţiei Ruse şi poate fi asigurată transportarea acestora către Republica Moldova de către alţi furnizori, în baza unui contract de reprezentare/intermediere, cu condiţia livrării (DAP) la PI intrare în Republica Moldova

171. Gazele naturale pentru necesităţile malului stâng al Nistrului pot fi procurate de pe pieţele regionale şi poate fi asigurată livrarea prin rutele existente. Costul gazelor naturale şi cheltuielile pentru livrarea acestora sunt acoperite de furnizori.

172. Implementarea scenariului 7 poate duce la majorarea preţului la energia electrică produsă de MGRES.

173. Totodată, există riscuri pentru securitatea aprovizionării cu gaze naturale a malului stâng al Nistrului. Chiar dacă infrastructura de transport gaze naturale existentă permite asigurarea transportului de gaze naturale necesar pentru acoperirea consumului Republicii Moldova (ambele maluri), există riscuri privind capacitatea consumatorilor de pe malul stâng al Nistrului de a achiziţiona gaze naturale la preţuri de piaţă.

174. La necesitate, SA "Energocom" poate asigura furnizarea necesarului de gaze naturale al categoriilor de consumatori protejaţi/vulnerabili din regiunea transnistreană prin intermediul SA "Moldovagaz", cu condiţia unei plăţi în avans pentru costurile de achiziţie şi de transport al gazelor naturale de către SRL "Tiraspoltransgaz".

175. La necesitate, MGRES poate trece, pe o perioadă redusă, la combustibil alternativ, iar consumatorii protejaţi/vulnerabili de pe malul stâng al Nistrului ar putea fi alimentaţi cu gaze naturale de către SA "Moldovagaz", importate în Republica Moldova de către SA "Energocom", SRL "Tiraspoltransgaz" achitând costul integral al acestora.

176. În cazul stopării livrărilor de gaze naturale livrate de către SAP "Gazprom" în baza contractului existent, practic toată cantitatea de energie electrică necesară adiţional celei produse local pentru malul drept al Nistrului va trebui asigurată din alte surse decât MGRES, ceea ce ar putea prezenta anumite riscuri pentru asigurarea stabilităţii sistemului electroenergetic al Republicii Moldova (malul drept).

Secţiunea a 2-a

Măsuri care nu se bazează pe mecanisme de piaţă

177. Dacă măsurile bazate pe mecanisme de piaţă nu sunt suficiente pentru a preveni o situaţie de criză în aprovizionarea cu gaze naturale a consumatorilor protejaţi, este necesar a lua măsuri care nu se bazează pe mecanisme de piaţă.

178. Crearea şi menţinerea stocurilor de securitate conform art.108¹ din Legea cu privire la gazele naturale.

Entitatea desemnată de Guvern creează şi menţine stocuri de gaze naturale şi le pune la dispoziţia furnizorilor în baza deciziei Comisiei pentru Situaţii Excepţionale, în situaţie de urgenţă, conform art.108¹ din Legea cu privire la gazele naturale. ANRE aprobă anual mărimea contribuţiilor financiare achitate de către furnizorii de pe piaţa cu amănuntul a gazelor naturale pentru acoperirea costurilor stocurilor de securitate de gaze naturale.

Justificarea necesităţii măsurii

Crearea şi menţinerea stocurilor de securitate este o măsură instituită în anul 2022, prin modificările operate la Legea cu privire la gazele naturale, fiind necesară asigurării securităţii aprovizionării cu gaze naturale, a disponibilităţii gazelor naturale şi pentru evitarea şocurilor de preţuri pentru consumatorii finali. Republica Moldova nu dispune de capacităţi de producere şi este totalmente dependentă de import, iar lipsa capacităţii de stocare a gazelor naturale în ţară are ca rezultat dependenţa completă faţă de fluxurile neîntrerupte de gaze naturale din import, pentru a satisface cererea în situaţia scenariilor de risc identificate, în cazul situaţiei de urgenţă în sectorul gazelor naturale.

Consumatorii gazelor naturale, inclusiv mediul de afaceri care utilizează în procesul de producţie gazele naturale, reprezintă categoria afectată de problema enunţată, fiind expuşi riscului de sistare a furnizării gazelor naturale ori al creşterii exagerate a preţurilor la gaze naturale în lunile de consum maxim al acestora.

179. Entitatea desemnată pentru crearea şi menţinerea stocurilor de securitate asigură securitatea aprovizionării cu gaze naturale în situaţie de urgenţă, prin realizarea achiziţiilor şi/sau asigurarea stocurilor de gaze naturale, în următoarele cazuri:

179.1. este sistată şi/sau limitată livrarea pe piaţa gazelor naturale aferentă contractelor în derulare ale furnizorilor care au impusă obligaţia de serviciu public, în conformitate cu prevederile art.89 din Legea cu privire la gazele naturale.;

179.2. este necesară aprovizionarea consumatorilor cu cantităţi de gaze naturale suplimentare celor stabilite în contractele în derulare încheiate de furnizorii de ultimă opţiune;

179.3. preţul gazelor naturale livrate de entitatea responsabilă de stocare este mai mic decât preţul gazelor naturale contractate de către furnizorii de ultimă opţiune.

Cantitatea de gaze naturale stocată în calitate de stocuri de securitate este inclusă în cantitatea gazelor naturale care face obiectul obligaţiei de stocare (15%).

Măsura este proporţională cu interesele consumatorilor de gaze naturale din Republica Moldova, în special ale consumatorilor protejaţi. Furnizorii de pe piaţa cu amănuntul a gazelor naturale recuperează cheltuielile aferente achitării contribuţiilor financiare ţinând cont de necesitatea acoperirii costurilor stocurilor de securitate prin preţurile de furnizare a gazelor naturale. Cheltuielile aferente achitării contribuţiilor financiare se distribuie în mod nediscriminatoriu între categoriile de consumatori finali. Cheltuielile aferente achitării contribuţiilor financiare suportate de titularii de licenţe care furnizează gaze naturale la preţuri reglementate se iau în considerare de către ANRE la stabilirea preţurilor reglementate.

180. Entităţile responsabile de implementare, anual, până la data de 1 octombrie, vor prezenta către organul central de specialitate informaţia privind progresul înregistrat în realizarea măsurilor preventive bazate pe mecanisme de piaţă, care se referă la oferta de gaze naturale (6 măsuri – 2 obligatorii şi 4 ca recomandare), care se referă la cererea de gaze naturale (12 măsuri – 8 obligatorii şi 4 ca recomandare), precum şi alte măsuri preventive.

Secţiunea a 3-a

Impactul economic şi eficacitatea măsurilor preventive

181. Impactul şi efectele economice ale implementării măsurilor propuse iau în considerare următorii factori:

181.1. structura sectorială a consumului de gaze naturale în Republica Moldova;

181.2. numărul de întreprinderi care utilizează gaze naturale, ocuparea forţei de muncă, valoarea producţiei şi cifra de afaceri a acestora;

181.3. numărul de gospodării care folosesc gaze naturale pentru gătit, alimentarea cu apă caldă şi încălzire;

181.4. costurile de achiziţionare a gazelor naturale pentru diferite categorii de consumatori.

182. Având în vedere că, conform situaţiei din anul 2021, volumul mediu de producere al tuturor sectoarelor consumatoare de gaze naturale din Republica Moldova este de aproximativ 848 de milioane de dolari SUA pe lună, cu aproximativ 585 de mii de angajaţi, asigurarea unei aprovizionări fiabile cu gaze naturale este esenţială pentru funcţionarea durabilă a economiei ţării.

183. Aproape 814 363 de gospodării din Republica Moldova depind de aprovizionarea fiabilă cu gaze naturale folosite la gătit, încălzire şi apă caldă. Prin urmare, măsurile preventive propuse în sectorul rezidenţial vizează majoritatea populaţiei din ţară.

Secţiunea a 4-a

Efectele măsurilor preventive asupra funcţionării pieţei interne a energiei

a UE şi a Comunităţii Energetice, precum şi asupra pieţei naţionale

184. Măsurile preventive propuse vor avea impact pozitiv asupra funcţionării pieţei naţionale de energie şi a pieţelor energetice din ţările vecine:

184.1. dezvoltarea unei pieţe interne competitive a energiei;

184.2. asigurarea securităţii în aprovizionarea cu gaze naturale;

184.3. integrarea în continuare a pieţei de gaze naturale a Republicii Moldova în pieţele energetice regionale;

184.4. creşterea flexibilităţii şi a adaptabilităţii sistemului energetic naţional la riscurile legate de aprovizionarea cu energie;

184.5. stimularea investiţiilor în infrastructura energetică;

184.6. consolidarea cooperării cu instituţiile financiare ale UE pe probleme de securitate energetică;

184.7. continuarea liberalizării pieţei angro şi cu amănuntul a gazelor naturale.

185. Impactul măsurilor preventive incluse în Planul de acţiuni preventive asupra sectoarelor care consumă gaze naturale este descris în anexa nr.4.

Secţiunea a 5-a

Impactul măsurilor preventive asupra mediului

186. Măsurile preventive propuse vor avea un impact atât pozitiv, cât şi negativ asupra mediului.

187. Efectele pozitive generale asupra mediului ca urmare a implementării măsurilor preventive propuse sunt:

187.1. reducerea emisiilor de poluanţi atmosferici ca urmare a scăderii consumului de gaze naturale (în volum absolut);

187.2. reducerea emisiilor de gaze cu efect de seră ca urmare a scăderii consumului de gaze naturale (în volum absolut);

187.3. reducerea scurgerilor de gaze naturale ca urmare a implementării unor măsuri de întreţinere adecvate a infrastructurii de aprovizionare cu gaze naturale.

188. Posibilele efecte negative asupra mediului legate de implementarea măsurilor preventive propuse sunt:

188.1. creşterea emisiilor de poluanţi atmosferici şi deteriorarea calităţii aerului ca urmare a trecerii de la gazele naturale la cărbune sau păcură;

188.2. creşterea emisiilor de gaze cu efect de seră ca urmare a trecerii de la gazele naturale la cărbune sau păcură (combustibili cu factori de emisie GES mai mari).

Secţiunea a 6-a

Efectele măsurilor preventive asupra consumatorilor finali

189. Efectele asupra consumatorilor finali ca urmare a implementării măsurilor preventive propuse sunt:

189.1. creşterea fiabilităţii infrastructurii energetice pentru diferite categorii de consumatori finali;

189.2. exploatarea fiabilă a centralelor electrice şi a instalaţiilor de cogenerare de mare capacitate;

189.3. reducerea la minimum a impactului negativ asupra producţiei industriale şi a ocupării forţei de muncă;

189.4. reducerea costurilor de energie pe termen mediu şi lung, ca urmare a investiţiilor în trecerea de la gazele naturale la sursele de energie regenerabilă, şi implementarea măsurilor de eficienţă energetică;

189.5. creşterea gradului de conştientizare a publicului şi a personalului în domeniul eficienţei energetice (inclusiv schimbări comportamentale privind utilizarea energiei).

190. Posibilele efecte negative pentru consumatorii finali de gaze naturale legate de implementarea măsurilor preventive propuse sunt:

190.1. creşterea potenţială a tarifelor şi a preţurilor reglementate la gazele naturale;

190.2. creşterea potenţială a tarifelor şi a preţurilor reglementate la energia electrică şi termică;

190.3. creşterea potenţială, pe termen scurt, a poverii costurilor energetice pentru economia Republicii Moldova (ca urmare a cererii mai mari de împrumuturi de la instituţiile financiare internaţionale pentru implementarea proiectelor în domeniul securităţii energetice).

191. Matricea sectorială a măsurilor incluse în Planul de acţiuni preventive este prevăzută în anexa nr.3.

Secţiunea a 7-a

Monitorizarea implementării măsurilor provizorii

192. Asigurarea securităţii aprovizionării cu gaze naturale este responsabilitatea partajată a întreprinderilor de gaze naturale, a Guvernului (prin intermediul Comisiei pentru Situaţii Excepţionale şi a organului central de specialitate) şi a ANRE, conform competenţelor instituţionale şi funcţionale, care implică stabilirea şi monitorizarea realizării măsurilor necesare preveniri situaţiilor excepţionale.

Capitolul VII

PROIECTE DE INFRASTRUCTURĂ

Secţiunea 1

Proiecte de infrastructură naţionale

193. Infrastructura principală de aprovizionare cu gaze naturale o constituie conducta de gaze naturale Ananiev –Tiraspol – Ismail (ATI), care are cea mai mare capacitate tehnică în cadrul infrastructurii naţionale de gaze naturale din Republica Moldova (lungime: 62,91 km; diametru: 1 220 mm; capacitate: 20 de miliarde m³/an).

194. În figura 7 este prezentată Republica Moldova pe Harta Capacităţii ENTSO-G, care permite vizualizarea principalelor gazoducte europene existente în punctele transfrontaliere.

Figura 7. Harta Capacităţii ENTSO-G¹¹, 1 ianuarie 2024

_______________________

¹¹ https://www.entsog.eu/sites/default/files/2023-01/ENTSOG_GIE_SYSDEV_2021-2022_1600x1200_FULL_240_clean.pdf 

195. Republica Moldova a luat măsuri concrete pentru diversificarea aprovizionării cu gaze naturale şi cu energie electrică, inclusiv prin crearea de interconexiuni cu România, ceea ce a contribuit la îmbunătăţirea securităţii energetice.

196. Principalele proiecte de investiţii propuse pentru creşterea securităţii aprovizionării cu gaze naturale a Republicii Moldova, potrivit Planului de dezvoltare al sistemului naţional de transport al gazelor naturale pentru perioada 2023-2032 al SRL "Vestmoldtransgaz"¹² sunt descrise în tabelul 12.

_______________________

¹² Planul de dezvoltare al sistemului naţional de transport al gazelor naturale pentru perioada 2023 – 2032 al SRL "Vestmoldtransgaz aprobat prin hotărârea ANRE nr.820/2023. https://anre.md/planuri-de-dezvoltare-3-333

Tabelul 12. Principalele proiecte de investiţii propuse pentru creşterea securităţii

aprovizionării cu gaze naturale a Republicii Moldova

*Pentru proiectele nr.2), 3), 4) şi 9) din tabelul 12, incluse în planul de dezvoltare al SRL "Vestmoldtransgaz", s-a instituit Comisia de cercetare prealabilă pentru declararea utilităţii publice de interes naţional a proiectelor de dezvoltare a reţelei de transport al gazelor naturale.

Secţiunea a 2-a

Proiecte de infrastructură regionale care contribuie la securitatea

aprovizionării cu gaze naturale a Republicii Moldova

197. Potrivit Planului de dezvoltare al sistemului naţional de transport al gazelor naturale pentru perioada 2021-2030 al SNTGN Transgaz¹³ SA (România), principalele proiecte de investiţii relevante pentru securitate aprovizionării cu gaze naturale a Republicii Moldova sunt descrise în tabelul de mai jos:

_______________________

¹³ https://www.transgaz.ro/sites/default/files/PDSNT%202021-2030.pdf

_______________________

¹⁴ Depozitele de stocare subterană 9) Fălticeni şi 10) Sărmăşel sunt incluse în Memorandumul de înţelegere dintre Guvernul Republicii Moldova şi Guvernul României privind realizarea proiectelor necesare interconectării reţelelor de gaze naturale şi de energie electrică din Republica Moldova şi România, 11 decembrie 2023

Tabelul 13. Proiecte de investiţii ale Planului de dezvoltare al sistemului naţional de

transport al gazelor naturale pentru perioada 2021-2030, al SNTGN SA Transgaz

198. Un proiect de infrastructură important pentru asigurarea securităţii aprovizionării cu gaze naturale a Republicii Moldova este şi terminalul GNL din Alexandroupolis, Grecia. Operaţional, începând din anul 2024, acesta oferă posibilităţi noi de diversificare a surselor şi a rutelor de aprovizionare către Grecia, Bulgaria, România, Republica Moldova, Ucraina şi Balcanii de Vest.

199. În acest context, construcţia interconexiunii Grecia – Bulgaria are importanţă strategică pentru implementarea Coridorului vertical de gaze, Grecia – Bulgaria – România –Ungaria, oferind acces la gaze naturale din Coridorul de sud de gaze şi GNL către Europa de Sud-Est şi Centrală, dar şi către Ucraina.

200. Punerea în funcţiune a conductei de gaze naturale Iaşi – Ungheni – Chişinău, împreună cu posibilitatea de a utiliza coridorul transbalcanic în flux revers, oferă capacităţile tehnice necesare pentru diversificarea surselor de aprovizionare cu gaze naturale.

201. Recentele schimbări în infrastructura regională şi internă de aprovizionare cu gaze naturale şi reformele pieţei naţionale pot duce la situaţia în care securitatea aprovizionării cu gaze naturale poate fi îmbunătăţită în mod semnificativ.

202. Îmbunătăţirea securităţii aprovizionării cu gaze naturale poate fi realizată prin includerea hidrogenului în mixul energetic. Potrivit proiectului Strategiei energetice a Republicii Moldova, până în anul 2050, se preconizează ca infrastructura de gaze naturale să fie planificată şi dezvoltată în conformitate cu cadrul tehnic, juridic şi de investiţii pe care UE îl va implementa pentru a sprijini integrarea hidrogenului. Hidrogenul poate fi transportat prin conducte, dar şi prin opţiuni de transport care nu se bazează pe reţea.

203. România poate contribui la acoperirea unei părţi a consumului intern al Republicii Moldova în timpul unei întreruperi a aprovizionării cu gaze prin Ucraina, având în vedere producţia indigenă semnificativă de gaze naturale, producţie care va creşte atunci când zăcămintele de gaze offshore din Marea Neagră vor fi exploatate (începând cu anul 2027). Romania este o sursă alternativă pentru gazul rusesc şi, în viitor – o rută pentru alte surse de gaze, precum zăcămintele caspice şi mediteraneene.

204. Din motive de securitate a aprovizionării, Republica Moldova se bazează pe accesul la instalaţiile de stocare din România şi Ucraina. În nordul ţării, o conductă cu o capacitate de 9,1 miliarde m3/an, care trece prin Republica Moldova, pentru a conecta două părţi ale reţelei ucrainene, conectează instalaţiile de stocare a gazelor naturale de la Bogorodceni, Ucraina, prin punctul de conectare Oleksiivka.

205. În sectorul gazelor naturale, punerea în funcţiune a TurkStream în 2020 a dus la pierderea rolului de tranzit al conductei transbalcanice şi a veniturilor din tranzit. Riscurile de aprovizionare asociate au crescut. Punerea în funcţiune a TurkStream a dus la schimbarea în utilizarea tradiţională a traseului conductei transbalcanice dinspre nord spre sud, în regim invers, dinspre sud spre nord.

206. Fluxul revers virtual (backhaul) permite schimburile între utilizatorii de sistem şi reduce nevoia de transport fizic real al gazelor. În contextul Republicii Moldova, backhaul ar permite tranzitul a circa 3 miliarde m³/an prin conductele transbalcanice în sens revers, permiţând Republicii Moldova să achiziţioneze gaze pe pieţele central-europene prin Ucraina şi compensându-le cu volumele importate din Balcani sau Turcia.

207. În absenţa livrărilor fizice de la nord spre sud prin coridorul transbalcanic, fluxurile "backhaul" nu pot avea loc propriu-zis.

208. În 2019, au fost efectuate lucrările de reconstrucţie a staţiei de măsurare a gazelor naturale de la Căuşeni, în scopul asigurării condiţiilor pentru fluxul în sens revers (sud spre nord) prin intermediul gazoductului transbalcanic, care este considerat una dintre principalele opţiuni alternative pentru aprovizionarea cu gaze naturale a Republicii Moldova în cazul în care nu se va încheia un acord de tranzit de gaze între Federaţia Rusă şi Ucraina începând cu 1 ianuarie 2025. Capacitatea tehnică în regim revers pe conducta principală de tranzit este de 12 milioane m³/zi.

209. Republica Moldova colaborează cu Ucraina pentru creşterea capacităţii fizice a rutei transbalcanice de transport a gazelor naturale în regim revers dinspre sudul Europei, prin Republica Moldova, către instalaţiile de stocare subterane din Ucraina. Pentru a susţine eforturile ţărilor, Secretariatul Comunităţii Energetice a elaborat un studiu analitic privind creşterea atractivităţii economice a conductei transbalcanice.

210. La 1 iulie 2024, s-au desfăşurat licitaţiile de capacitate incrementală în cadrul procesului de capacitate incrementală privind PI Căuşeni şi PI Grebeniki, pentru nivelurile de capacitate definite în propunerea de proiect comun al GTSOU şi "Vestmoldtransgaz" SRL, aprobată prin hotărârea ANRE nr.286/2024. În cadrul licitaţiilor nu s-au înregistrat cereri pentru ofertele de capacitate incrementală, astfel, în rezultatul licitaţiilor, nu a fost rezervată o capacitate incrementală.

Figura 8. Harta infrastructurii regionale de gaze naturale¹⁵, SEEGAS

_______________________

¹⁵ https://www.energy-community.org/regionalinitiatives/SEEGAS.html

Capitolul VIII

OBLIGAŢIILE DE SERVICIU PUBLIC PRIVIND SECURITATEA

APROVIZIONĂRII CU GAZE NATURALE

211. În conformitate cu art.2 şi 11 din Legea cu privire la gazele naturale, obligaţia de serviciu public reprezintă o obligaţie impusă întreprinderii de gaze naturale în interesul economic general, pentru o perioadă limitată de timp, nu este discriminatorie şi nu denaturează concurenţa, în afară de ceea ce este strict necesar pentru a realiza obligaţia de serviciu public în cauză.

212. Obligaţiile de serviciu public sunt impuse de Guvern sau de ANRE. Obligaţiile se impun în calitate de măsură limitată în timp, în mod nediscriminatoriu şi se revizuiesc cu regularitate din oficiu, în scopul determinării necesităţii menţinerii obligaţiilor respective.

213. Impunerea obligaţiilor de serviciu public trebuie să garanteze accesul egal şi reciproc al întreprinderilor de gaze naturale din ţările părţi ale Comunităţii Energetice şi/sau statele membre UE la consumatorii finali din Republica Moldova.

214. Obligaţiile de serviciu public pot fi impuse în special întreprinderilor de gaze naturale care desfăşoară următoarele activităţi reglementate:

214.1. transportul gazelor naturale;

214.2. distribuţia gazelor naturale;

214.3. furnizarea gazelor naturale;

214.4. tradingul de gaze naturale.

215. Pentru a asigura securitatea aprovizionării cu gaze naturale, întreprinderilor de gaze naturale li se pot impune obligaţiile de serviciu public ce ţin de:

215.1. securitatea aprovizionării cu gaze naturale;

215.2. parametrii şi indicatorii de calitate;

215.3. aplicarea preţurilor şi a tarifelor reglementate;

215.4. protecţia mediului şi creşterea eficienţei energetice;

215.5. protecţia sănătăţii, a vieţii şi a proprietăţii;

215.6. măsurile de protecţie pentru consumatorii finali;

215.7. accelerarea deschiderii pieţei gazelor naturale.

216. Lista obligaţiilor de serviciu public impuse de către Guvern privind securitatea aprovizionării cu gaze naturale, în conformitate cu Legea cu privire la gazele naturale, este prezentată mai jos.

Tabelul 14. Lista obligaţiilor de serviciu public privind securitatea

aprovizionării cu gaze naturale impuse de Guvern

217. Lista obligaţiilor de serviciu public impuse de ANRE, în conformitate cu Legea cu privire la gazele naturale, este prezentată mai jos.

Tabelul 15. Lista obligaţiilor de serviciu public impuse de ANRE

218. Legea cu privire la gazele naturale defineşte obligaţiile participanţilor la piaţa gazelor naturale din Republica Moldova pentru asigurarea siguranţei şi a fiabilităţii sistemului de gaze naturale, în special în situaţii de perturbare a aprovizionării cu gaze naturale şi în situaţii de criză.

219. Operatorii de sistem au obligaţia să ofere acces la reţea, să exploateze, să întreţină, să modernizeze şi să dezvolte reţelele de gaze naturale în condiţii de securitate şi de fiabilitate. OST contribuie la securitatea aprovizionării cu gaze naturale prin reţelele de transport al gazelor naturale, gestionează fluxurile de gaze naturale, ţinând cont de schimburile cu alte sisteme interconectate, gestionează congestiile, asigură utilizarea eficientă a capacităţilor reţelelor de transport al gazelor naturale, inclusiv a interconexiunilor. Funcţiile şi obligaţiile operatorilor de sistem sunt prevăzute la art.39 şi 46 din Legea cu privire la gazele naturale.

220. În cazul situaţiilor excepţionale în sectorul gazelor naturale, operatorii de sistem prestează cu prioritate serviciile de transport şi de distribuţie a gazelor naturale consumatorilor protejaţi.

221. Măsurile care garantează protecţia consumatorilor finali (inclusiv consumatorii vulnerabili) de către furnizorii de gaze naturale sunt stipulate în Legea cu privire la gazele naturale, în Regulamentul privind furnizarea gazelor naturale, aprobat prin hotărârea ANRE nr.113/2019, în Regulamentul privind procedura de schimbare a furnizorilor de gaze naturale nr.363/2020, precum şi în metodologiile tarifare aprobate de ANRE.

Capitolul IX

MECANISMELE DE COOPERARE CU ALTE ŢĂRI

Secţiunea 1

Cooperarea regională

222. În conformitate cu art.108 din Legea cu privire la gazele naturale, în vederea asigurării securităţii aprovizionării cu gaze naturale, autorităţile competente din Republica Moldova colaborează cu autorităţile competente din ţările părţi ale Comunităţii Energetice, promovând colaborarea bilaterală şi regională. Colaborarea se referă la situaţiile care provoacă sau pot provoca perturbări grave în aprovizionarea cu gaze naturale atât a Republicii Moldova, cât şi a unei alte ţări care face parte din Comunitatea Energetică.

223. Colaborarea bilaterală şi regională urmăreşte în special:

223.1. coordonarea măsurilor privind securitatea aprovizionării cu gaze naturale în situaţii excepţionale;

223.2. identificarea interconexiunilor, dezvoltarea şi modernizarea acestora, inclusiv asigurarea capacităţilor bidirecţionale;

223.3. identificarea condiţiilor şi a modalităţilor practice de acordare a asistenţei reciproce.

224. În conformitate cu prevederile Regulamentului UE 2017/1938, transpus în Regulamentul privind situaţiile excepţionale în sectorul gazelor naturale, Secretariatul Comunităţii Energetice coordonează acţiunile autorităţilor competente cu privire la securitatea aprovizionării în Părţile contractante, inclusiv în Republica Moldova, prin intermediul Grupului de coordonare a securităţii aprovizionării din cadrul Comunităţii Energetice.

225. În ceea ce priveşte procesul de planificare a acţiunilor preventive, există mai mulţi paşi importanţi pe care Republica Moldova îi poate face pentru a spori cooperarea cu alte ţări părţi contractante:

225.1. organizarea instruirilor şi exerciţiilor comune cu alte ţări părţi contractante din Comunitatea Energetică, pentru a asigura pregătirea adecvată cu scopul de a răspunde la situaţii de urgenţă. Aceste exerciţii pot ajuta la identificarea lacunelor din planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale şi la îmbunătăţirea comunicării şi a coordonării;

225.2. schimbul de bune practici şi de lecţii învăţate din situaţiile de urgenţă anterioare.

226. În ianuarie 2024, SRL "Vesmoldtransgaz" a aderat la Memorandumul privind cooperarea pentru realizarea Coridorului Vertical¹⁶. Scopul Memorandumului este consolidarea sistemelor naţionale de transport, analiza necesităţilor tehnice sub forma unor conducte noi şi interconectările. Coridorul vertical este integrat în gazoductul transbalcanic şi permite transportul gazelor naturale din Grecia către Republica Moldova şi instalaţiile de stocare din Ucraina. Gazoductul poate transporta atât gazele naturale din Azerbaidjan, cât şi gaze lichefiate de la terminalele Revitusa şi Alexandroupolis din Grecia.

_______________________

¹⁶ Memorandumul privind cooperarea pentru realizarea Coridorului Vertical semnat în anul 2017 la Bucureşti de către SNTGN Transgaz SA, Bulgartransgaz, DESFA SA (Grecia), FGSZ Ltd (Ungaria) şi ICGB AD (Bulgaria)

227. În iulie 2021, OST din Republica Moldova a aderat la Memorandumul de înţelegere privind cooperarea transregională pentru dezvoltarea unei pieţe integrate de gaze naturale pentru Europa de Sud-Est şi de Est. Scopul Memorandumului este coordonarea eforturilor la nivel de guverne ale statelor semnatare şi Comisiei Europene, pentru a facilita finalizarea rapidă a proiectelor transfrontaliere şi transeuropene care diversifică aprovizionarea cu gaze în regiune, dezvoltarea pieţelor regionale de gaze şi implementarea normelor armonizate ale Uniunii Europene, pentru a asigura funcţionarea optimă a infrastructurii energetice, inclusiv privind crearea coridoarelor de hidrogen.

228. Memorandumul de înţelegere cu privire la cooperarea transregională privind dezvoltarea unei pieţe integrate a gazelor din Sud-Estul şi Estul Europei (SEEGAS), sub egida Secretariatului Comunităţii Energetice, a fost semnat în anul 2021 de către bursele regionale de gaze naturale BRM (Romania), UEEX (Ucraina), TGE (Polonia), CEEGEX (Ungaria), ECG (Austria) şi OST din Republica Moldova, Ucraina, Romania, Ungaria, Polonia. Memorandumul vizează în mod specific crearea premiselor de funcţionare a unei pieţe competitive lichide şi asigurarea accesului la pieţele de gaze naturale respective pentru toţi participanţii la piaţă şi furnizorii de servicii în mod nediscriminatoriu şi în condiţii egale, în conformitate cu acquis-ul comunitar. Semnatarii îşi propun să coopereze la dezvoltarea comerţului transfrontalier cu gaze naturale (de exemplu, pe platforme de schimb) şi să introducă mecanisme de preţuri interregionale transparente şi competitive, în funcţie de piaţă, precum şi transport transfrontalier eficient al gazelor şi interoperabilitate.

229. Din anul 2023, furnizorii de gaze naturale din Republica Moldova, în calitate de ţară parte a Comunităţii Energetice, au dreptul să achiziţioneze gaze naturale de pe Platforma Energetică comună a Uniunii Europene. Mecanismul de agregare a cererii şi de achiziţionare în comun a gazelor naturale şi a hidrogenului este important pentru a îmbunătăţi securitatea aprovizionării cu gaze naturale. La mecanismul respectiv pot participa toate întreprinderile din sectorul gazelor naturale cu sediul în Comunitatea Energetică care corespund criteriilor stabilite în Regulamentul (UE) nr.2022/2576 al Consiliului.

230. În pofida tarifelor ridicate pentru serviciul de transport al gazelor naturale destinat fluxurilor transfrontaliere, există interes din partea unor companii private din Ucraina şi România, care ar putea creşte volumele de gaze naturale tranzitate, cu reduceri asociate ale costurilor de transport. La situaţia din 1 ianuarie 2024, SRL "Vestmoldtransgaz" are încheiate 44 de contracte pentru prestarea serviciului de transport al gazelor naturale, inclusiv cu traderii internaţionali.

231. Republica Moldova colaborează cu Ucraina pentru creşterea capacităţii fizice şi atractivităţii economice a rutei transbalcanice de transport al gazelor naturale în regim revers, dinspre sudul Europei, prin Republica Moldova, către instalaţiile de stocare subterane din Ucraina.

232. Activarea utilizării rutei transbalcanice de transport al gazelor naturale înseamnă creşterea rolului Republicii Moldova în calitate de ţară care contribuie la securitatea energetică regională.

233. Alocarea capacităţii de transport al gazelor naturale la punctele de interconectare este realizată de SRL "Vestmoldtransgaz" prin intermediul Platformei Regionale de Rezervare a capacităţilor (RBP), dezvoltată de către FGSZ.

234. Din noiembrie 2022, licitaţiile de alocare a capacităţii se desfăşoară în conformitate cu Codul reţelelor de gaze naturale, aprobat prin Hotărârea ANRE nr.420/2019, în care s-a transpus Regulamentul (UE) nr.2017/459 al Comisiei din 16 martie 2017 de stabilire a unui cod al reţelei privind mecanismele de alocare a capacităţii în sistemele de transport al gazelor, care permite accesul echitabil şi nediscriminatoriu al tuturor utilizatorilor de sistem, prin intermediul unei platforme electronice certificate de ENTSO-G.

Secţiunea a 2-a

Cooperarea bilaterală

235. Cooperarea bilaterală a Republicii Moldova cu ţările vecine la nivel interguvernamental, în vederea asigurării securităţii aprovizionării cu gaze naturale şi prevenirii situaţiilor de urgenţă, este realizată prin următoarele mecanisme

235.1. Memorandumul de înţelegere între Guvernul Republicii Moldova şi Guvernul României privind realizarea proiectelor necesare interconectării reţelelor de gaze naturale şi energie electrică din Republica Moldova şi România, mai 2015.

Părţile au convenit să realizeze cu prioritate lucrările complementare a interconexiunii Iaşi – Ungheni, prin care se vor asigura construcţia Gazoductului Ungheni – Chişinău pe teritoriul Republicii Moldova, şi a Gazoductului Oneşti – Iaşi şi a staţiilor de comprimare aferente pe teritoriul României;

235.2. Memorandumul de înţelegere între Ministerul Economiei şi Infrastructurii al Republicii Moldova şi Ministerul Energiei şi Protecţiei Mediului al Ucrainei privind cooperarea în domeniul securităţii aprovizionării cu gaze naturale, decembrie 2019.

Părţile au convenit să coopereze la realizarea activităţilor şi măsurilor de prevenire şi de gestionare a situaţiilor de urgenţă şi a crizelor de aprovizionare cu gaze naturale prin: schimb de informaţii, coordonarea acţiunilor pentru asigurarea aprovizionării continue şi sigure cu gaze naturale, fără a înlocui platformele şi mecanismele de cooperare din cadrul Comunităţii Energetice sau al Uniunii Europene;

235.3. Memorandumul de înţelegere dintre Ministerul Infrastructurii şi Dezvoltării Regionale al Republicii Moldova şi Ministerul Energiei al României privind cooperarea în domeniul securităţii energetice, februarie 2022.

Memorandumul stabileşte mecanismele de cooperare privind realizarea unor acţiuni comune menite să contribuie la evaluarea riscurilor, la prevenirea şi gestionarea situaţiilor de criză în aprovizionarea cu energie şi/sau cu gaze naturale prin intermediul schimburilor de informaţii, precum şi la coordonarea acţiunilor pentru asigurarea continuităţii aprovizionării cu energie electrică/gaze naturale. Cooperarea în vederea prevenirii crizelor energetice se realizează prin elaborarea unui plan comun de acţiuni şi prin stabilirea unor măsuri de solidaritate. Planul comun de acţiune se activează în caz de criză energetică în oricare dintre ţările Părţi, la solicitarea uneia, şi are drept scop asigurarea continuităţii în aprovizionarea cu energie electrică şi cu gaze naturale, precum şi următoarele măsuri:

235.3.1. menţinerea stării de echilibru în reţelele de transport de energie electrică şi gaze naturale;

235.3.2. asigurarea reciprocă cu combustibili alternativi pentru producerea de energie termica destinată sistemelor de încălzire centralizată de energie electrică termică în cogenerare;

235.3.3. accesul companiilor din Republica Moldova la instalaţiile de stocare a gazelor naturale din Romania;

235.3.4. accesul companiilor din Republica Moldova la piaţa de energie electrică şi la piaţa de gaze naturale din Romania;

235.3.5. asigurarea compatibilităţii mijloacelor de transport păcură pe calea ferată, în vederea transportului operativ între cele două ţări, inclusiv prin utilizarea temporară a facilităţilor destinate rezervelor naţionale de păcură;

235.3.6. instituirea unor măsuri de implicare a instituţiilor bancare cu atribuţii de garantare a exporturilor (agenţii de garantare a exporturilor), pentru garantarea plăţii obligaţiilor comerciale reciproce în contextul cooperării privind securitatea energetică;

235.3.7. crearea unui grup de coordonare transfrontalieră a crizei, cu participarea Părţilor, a autorităţilor de reglementare şi a OST de gaze naturale şi energie electrică. Grupul oferă o platformă pentru schimbul rapid eficient de informaţii la nivel înalt, în caz de necesitate, precum şi adoptarea măsurilor care se impun, conform planului comun de acţiune.

235.4. Memorandumul de înţelegere între Guvernul Republicii Moldova şi Guvernul României privind realizarea proiectelor necesare interconectării reţelelor de gaze naturale şi de energie electrică din Republica Moldova şi România, 11 decembrie 2023.

Părţile au convenit să coopereze în vederea asigurării securităţii energetice a Republicii Moldova prin diversificarea surselor şi rutelor de aprovizionare, urmărind crearea premiselor integrării acesteia în piaţa unică europeană de energie şi realizarea proiectelor necesare schimbului de energie pe termen lung dintre Republica Moldova şi România către sfârşitul anului 2031, prin:

235.4.1. realizarea lucrărilor de complementare a interconexiunii Iaşi – Ungheni – Chişinău, prin asigurarea regimurilor de debit şi presiune pentru transportul gazelor naturale în ambele direcţii, având în vedere solicitările Republicii Moldova de stocare a gazelor naturale pe teritoriul României, pentru consumul propriu naţional;

235.4.2. asigurarea semnări unui acord de colaborare privind partajarea eforturilor pentru îndeplinirea obiectivului de creare a stocurilor (Burden Sharing Agreement);

235.4.3. sprijinirea dezvoltării pe teritoriul României a sistemului de stocare a gazelor naturale;

235.4.4. cooperarea în vederea asigurării transpunerii şi implementării de către Republica Moldova a prevederilor Directivei 2009/119/EC privind obligaţia statelor membre de a menţine un nivel minim de rezerve de ţiţei şi/sau de produse petroliere;

235.4.5. asigurarea coordonării şi semnarea, pe parcursul anului 2024, a unui acord bilateral care să prevadă identificarea de spaţii de stocare, în vederea creării de stocuri de urgenţă ale Republicii Moldova pe teritoriul României.

Secţiunea a 3-a

Cooperarea inter OST

236. Pentru a garanta securitatea şi fiabilitatea funcţionării reţelelor de transport al gazelor naturale, OST colaborează cu operatorii sistemelor de transport din ţările vecine în vederea asigurării interoperabilităţii reţelelor de transport al gazelor naturale şi a gestionării congestiilor, inclusiv prin aplicarea unui mecanism de schimb continuu de informaţii.

237. Pentru a asigura interoperabilitatea reţelelor de transport al gazelor naturale ale OST adiacenţi, SRL "Vestmoldtransgaz" are încheiate acorduri de interconectare cu OST adiacenţi, după cum urmează:

237.1. Acordul de interconectare cu SNTGN Transgaz SA, pentru punctul de interconectare cu Romania PI Ungheni, în anul 2020;

237.2. Acordul de interconectare încheiat cu OGTSU al Ucrainei, pentru punctele de interconectare cu Ucraina (PI Grebeniki, PI Căuşeni, PI Limanskoe, PI Alexeevca, PI Ananiev), în anul 2019. Până la încheierea unui nou acord de interconectare, SRL "Vestmoldtransgaz" este succesor în drepturi şi obligaţii al SRL "Moldovatransgaz".¹⁷

_______________________

¹⁷ Conform hotărârii ANRE nr.434/2023 privind desemnarea provizorie a SRL "Vestmoldtransgaz", în calitate de OST al gazelor naturale în Republica Moldova

238. Pe parcursul ultimilor ani, Republica Moldova a făcut progrese notabile în diversificarea căilor de aprovizionare cu gaze naturale şi în adoptarea legislaţiei Uniunii Europene cu privire la liberalizarea pieţei gazelor naturale.

239. Republica Moldova a luat măsuri concrete pentru diversificarea aprovizionării cu gaze naturale în cooperare cu Statele Membre ale Uniunii Europene prin construcţia interconexiunii cu România. Utilizarea interconexiunii Iaşi – Ungheni – Chişinău, împreună cu posibilitatea utilizării coridorului transbalcanic pentru fluxuri în regim revers, reprezintă principalele opţiuni tehnice pentru diversificarea surselor de aprovizionare cu gaze naturale în cooperare cu Statele Membre ale Uniunii Europene.

Evoluţiile de mai sus indică o bază politică solidă pentru cooperarea regională şi pentru integrarea cu pieţele regionale, pentru a face din Republica Moldova un important centru de tranzit pentru regiune.

240. Datorită noilor infrastructuri naţionale şi transfrontaliere de transport şi de distribuţie a gazelor naturale, accesului sporit la pieţele energetice din ţările vecine şi a schimbării fluxurilor energetice regionale, Republica Moldova are acum acces la opţiuni noi pentru a atenua dependenţa ridicată în aprovizionarea cu gaze naturale.

241. Codurile reţelelor de gaze din Uniunea Europeană au fost transpuse permiţând fluxul în sens revers virtual (backhaul). Per ansamblu, acest lucru creează o tendinţă pozitivă pentru creşterea interoperabilităţii şi integrarea pieţei regionale, în cooperare cu OST din România şi Ucraina.

242. Consolidarea cooperării cu instituţiile Uniunii Europene şi cu statele vecine este un factor esenţial în sporirea mecanismelor de cooperare în sectorul gazelor naturale, pentru a asigura schimbul de bune practici, de informaţii şi pentru coordonarea eforturilor de planificare a acţiunilor preventive şi de reacţie, în caz de urgenţă.

243. Prin restructurarea activă continuă a sectorului gazelor naturale, liberalizarea pieţei naţionale şi armonizarea cu legislaţia Uniunii Europene, Republica Moldova se îndreaptă cu succes spre realizarea conectivităţii şi interoperabilităţii mai ridicate, necesare pentru a valorifica aceste oportunităţi.

Anexa nr.1

la Planul de acţiuni preventive

LISTA

indicatorilor infrastructurii de aprovizionare cu gaze naturale din Republica Moldova

care sunt utilizaţi pentru determinarea criteriului "N-1"

Anexa nr.2

la Planul de acţiuni preventive

Principalele categorii de consumatori de gaze

naturale în Republica Moldova în 2021

Notă: Datele se referă la teritoriul de pe malul drept al Nistrului

Anexa nr.3

la Planul de acţiuni preventive

Matricea sectorială a măsurilor

Notă: Datele se referă la teritoriul de pe malul drept al Nistrului

Anexa nr.4

la Planul de acţiuni preventive

IMPACTUL

măsurilor preventive asupra sectoarelor care consumă gaze naturale

*Notă: Datele se referă la teritoriul de pe malul drept al Nistrului

Anexa nr.2

la Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale

PLANUL DE URGENŢĂ

Capitolul I

PREVEDERI GENERALE

1. Planul de urgenţă, parte componentă a Planului de acţiuni pentru situaţii excepţionale în sectorul gazelor naturale, este elaborat în baza Planului de acţiuni preventive, în conformitate cu rezultatele evaluării naţionale a riscurilor, şi include măsuri specifice care necesită a fi puse în aplicare în cazul apariţiei unei situaţii excepţionale, când piaţa de gaze naturale nu poate asigura cantităţile necesare de gaze naturale.

2. Scopul Planului de urgenţă este identificarea măsurilor care urmează a fi implementate pentru a elimina sau a minimiza impactul unei întreruperi în aprovizionarea cu gaze naturale asupra consumatorilor finali şi pentru a lichida consecinţele situaţiilor excepţionale.

3. Planul de urgenţă este activat atunci când este constatat unul dintre nivelurile de criză identificate în acesta, care poate afecta buna funcţionare a sectorului de gaze naturale şi/sau securitatea aprovizionării cu gaze naturale.

4. Planul de urgenţă stabileşte:

4.1. nivelurile de criză, procedurile şi măsurile aplicabile pentru fiecare nivel de criză stabilit în acesta, inclusiv măsurile care implică efectuarea schimburilor de informaţii;

4.2. criteriile de evaluare a riscurilor asociate securităţii aprovizionării cu gaze naturale;

4.3. atribuţiile şi responsabilităţile întreprinderilor de gaze naturale, ale operatorului sistemului de transport pentru energie electrică şi ale consumatorilor industriali de gaze naturale, inclusiv ale producătorilor de energie electrică relevanţi, în cazul unei perturbări în aprovizionarea cu gaze naturale, precum şi interacţiunea acestora cu organul central de specialitate, cu Comisia pentru Situaţii Excepţionale a Republicii Moldova (în continuare – Comisie) şi, după caz, Agenţia Naţională pentru Reglementare în Energetică (în continuare – ANRE), precum şi cu alte organe şi autorităţi ale administraţiei publice centrale şi locale implicate în realizarea Planului de urgenţă, pentru fiecare dintre nivelurile de criză identificate;

4.4. măsurile bazate pe mecanisme de piaţă necesare pentru gestionarea situaţiei în cazul unei situaţii de alertă, precum şi pentru asigurarea aprovizionării cu gaze naturale în cazul unei situaţii de urgenţă, contribuţia la gestionarea situaţiei excepţionale;

4.5. măsurile care nu au la bază mecanisme de piaţă şi care trebuie aplicate în cazul unei situaţii de urgenţă, când măsurile bazate pe mecanisme de piaţă nu mai sunt suficiente pentru a asigura aprovizionarea cu gaze naturale a consumatorilor finali şi, în primul rând, a consumatorilor protejaţi, precum şi contribuţia la gestionarea situaţiei excepţionale;

4.6. măsurile şi acţiunile necesare pentru atenuarea impactului potenţial al întreruperii în aprovizionarea cu gaze naturale asupra instalaţiilor de termoficare şi asupra furnizării energiei electrice produse pe bază de gaze naturale;

4.7. contribuţia măsurilor care nu sunt bazate pe mecanisme de piaţă, planificate sau care urmează a fi puse în aplicare, evaluarea efectelor măsurilor nebazate pe mecanisme de piaţă şi procedurile necesare pentru punerea lor în aplicare;

4.8. managerul de criză şi rolul acestuia;

4.9. obligaţiile privind raportarea întreprinderilor de gazele naturale şi, după caz, a întreprinderilor electroenergetice, în cazul apariţiei situaţiei excepţionale, indiferent de nivelul de criză;

4.10. măsurile tehnice sau juridice aplicabile pentru a preveni consumul neautorizat sau consumul peste limită de gaze naturale de către consumatorii finali, ale căror instalaţii de gaze naturale sunt racordate la reţeaua de distribuţie sau de transport al gazelor naturale, dar care nu sunt consumatori protejaţi;

4.11. lista de acţiuni predefinite pentru punerea la dispoziţie a gazelor naturale în cazul unei situaţii de urgenţă, mecanismele utilizate pentru cooperarea cu alte ţări părţi ale Comunităţii Energetice şi/sau state membre ale Uniunii Europene.

Capitolul II

NIVELURILE DE CRIZĂ ŞI SCHIMBUL DE INFORMAŢIE

Secţiunea a 1

Definirea nivelurilor de criză

5. Pentru asigurarea unei abordări coerente în legătură cu evaluarea unei situaţii excepţionale, precum şi pentru luarea măsurilor adecvate ca răspuns la ameninţări, este important să se determine în mod corespunzător nivelul de criză şi posibilele consecinţe asociate nivelului de criză respectiv.

6. În tabelul 1 sunt descrise cele trei niveluri de criză asociate situaţiilor excepţionale.

Tabelul 1. Caracteristicile celor trei niveluri de criză asociate situaţiilor excepţionale

Secţiunea a 2-a

Procedura de constatare a fiecărui nivel de criză

7. Întreprinderile de gaze naturale sunt obligate să informeze OST atunci când se confruntă cu orice eveniment care poate afecta securitatea aprovizionării cu gaze naturale. În cazul în care OST identifică semnalele nivelelor de criză stabilite la punctul 6, care pot declanşa o potenţială situaţie excepţională în sectorul gazelor naturale, notifică imediat Comisia şi organul central de specialitate.

8. Constatarea situaţiei excepţionale în sectorul gazelor naturale se efectuează de către Comisie şi la notificarea organului central de specialitate. Pentru stabilirea unuia din nivelele de criză, organul central de specialitate poate convoca pentru consultare Comisia pentru situaţii excepţionale a organului central de specialitate (în continuare – Comisia OCS).

[Pct.8 modificat prin Hot.Guv. nr.346 din 24.06.2026, în vigoare 10.08.2026]

9. Comisia OCS are rol consultativ în situaţia evaluării condiţiilor de existenţă a unei situaţii excepţionale, prevenirii unei situaţii excepţionale, determinării posibilelor consecinţe asociate, precum şi propunerea măsurilor necesare pentru gestionarea fiecărui nivel de criză. Componenţa şi regulamentul Comisiei OCS sunt aprobate prin ordin al organului central de specialitate. Din componenţa Comisiei OCS fac parte reprezentanţi ai ANRE, ai întreprinderilor din sectorul gazelor naturale, electroenergetic şi termoenergetic. La şedinţele Comisiei OCS pot fi invitaţi experţi independenţi cu experienţă relevantă în situaţiile analizate.

10. În caz de constatare a situaţiei excepţionale în sectorul gazelor naturale sau de lichidare a consecinţelor acesteia, activitatea Comisiei este asigurată de centrul operaţional de coordonare competent.

[Pct.10 modificat prin Hot.Guv. nr.346 din 24.06.2026, în vigoare 10.08.2026]

11. În termen de 12 ore de la notificare, Comisia verifică dacă sunt îndeplinite condiţiile privind constatarea existenţei situaţiei excepţionale şi nivelului de criză corespunzător, potrivit punctului 6.

12. Pentru a face o evaluare completă a situaţiei, Comisia poate utiliza informaţia din anexa nr.1.

13. În cazul în care, după verificare, Comisia nu va constata semnalele unei situaţii excepţionale, întreprinderile de gaze naturale reiau imediat activitatea în condiţii normale de funcţionare.

14. În cazul în care sunt îndeplinite condiţiile situaţiilor stabilite la punctul 6, Comisia constată existenţa situaţiei excepţionale şi nivelul de criză corespunzător.

15. OST notifică operatorii sistemelor de distribuţie, producătorii, operatorii depozitelor de stocare, furnizorii de gaze naturale, precum şi OST adiacenţi din ţările vecine, cu privire la constatarea de către Comisie a situaţiei excepţionale în sectorul gazelor naturale şi dispune, în funcţie de situaţie, aplicarea măsurilor stabilite în Planul de urgenţă.

16. În cazul în care Comisia constată unul din nivelurile de criză asociate situaţiilor excepţionale în sectorul gazelor naturale, stabilite la punctul 6, organul central de specialitate notifică imediat Secretariatul Comunităţii Energetice, precum şi autorităţile competente din ţările vecine şi pune la dispoziţia acestora toate informaţiile necesare, în special informaţiile cu privire la acţiunile pe care aceasta intenţionează să le întreprindă.

17. La dispariţia cauzelor care au determinat apariţia situaţiei excepţionale, OST sesizează imediat organul central de specialitate şi Comisia prin intermediul Centrului Naţional de Management al Crizelor.

18. În termen de cel mult 12 ore, Comisia constată încetarea situaţiei excepţionale şi anunţă OST şi organul central de specialitate.

19. După încetarea situaţiei excepţionale, operatorii de sistem, dar şi alţi participanţi la piaţa gazelor naturale sunt obligaţi să îşi reia imediat activitatea în condiţii normale de funcţionare.

20. În cazul în care Comisia constată încetarea situaţiei excepţionale, organul central de specialitate notifică imediat Secretariatul Comunităţii Energetice, precum şi autorităţile competente din ţările vecine.

21. După încetarea situaţiei de urgenţă, organul central de specialitate prezintă Secretariatului Comunităţii Energetice, în cel mai scurt timp, dar nu mai târziu de şase săptămâni de la încetarea situaţiei de urgenţă, o evaluare detaliată a situaţiei de urgenţă şi a eficacităţii măsurilor implementate, inclusiv evaluarea impactului economic al situaţiei de urgenţă, a impactului asupra sectorului energetic şi evaluarea asistenţei acordate sau primite de la ţările părţi ale Comunităţii Energetice. Evaluarea este pusă la dispoziţia Grupului de coordonare privind securitatea aprovizionării cu gaze naturale din cadrul Comunităţii Energetice şi se reflectă în actualizarea Planului de acţiuni pentru situaţii excepţionale.

22. Schemele fluxurilor informaţionale în cazul constatării situaţiilor excepţionale sunt prezentate în figurile 1 şi 2.

Figura 1. Schema fluxului informaţional în cazul constatării situaţiilor

excepţionale – nivel de alertă timpurie şi nivel de alertă

Figura 2. Schema fluxului informaţional în cazul constatării

situaţiei excepţionale – nivel de urgenţă

Secţiunea a 3-a

Incidentele care pot declanşa o situaţie excepţională în sectorul gazelor naturale

23. O situaţie excepţională în sectorul gazelor naturale poate fi declanşată de incidente aferente lanţului de livrare a gazelor naturale sau de ameninţări exterioare şi pericole care pot avea un impact asupra aprovizionării cu gaze naturale.

24. Lista neexhaustivă a incidentelor/evenimentelor care pot duce la declanşarea unei situaţii excepţionale în sectorul gazelor naturale sunt:

24.1. temperaturile exterioare anormale prognozate (extrem de scăzute sau ridicate), care afectează alimentarea cu gaze naturale;

24.2. deficitul de gaze naturale (cantităţi insuficiente pentru a satisface cererea);

24.3. defecţiuni tehnice în sistemul naţional de transport al gazelor naturale;

24.4. defecţiuni tehnice pe rutele de transport al gazelor naturale spre Republica Moldova;

24.5. eşecul/incapacitatea participanţilor de pe piaţa gazelor naturale de a satisface cererea de gaze naturale, inclusiv a furnizorului de ultimă opţiune;

24.6. dezechilibre majore în sistemul gazelor naturale;

24.7. lipsa securităţii relaţiilor contractuale;

24.8. urgenţe rezultate dintr-o situaţie internaţională complicată, conflicte militare, crize, acţiuni teroriste;

24.9. perturbări în alimentarea cu energie electrică, apă, combustibil, telecomunicaţii.

25. Principalii indicatori pentru declararea nivelului de criză sunt descrişi mai jos:

Tabelul 2. Principalii indicatori pentru declararea nivelului de criză

26. Incidentele/evenimentele indicate în tabelul 2 pot fi grupate în două categorii principale:

26.1. în curs de dezvoltare – eveniment care evoluează pe parcursul a câteva zile sau chiar săptămâni, care nu are un efect imediat, dar care, într-o perioadă relativ scurtă de timp, ar putea avea impact serios asupra aprovizionării cu gaze naturale. În acest caz, organul central de specialitate şi întreprinderile de gaze naturale sunt obligate să monitorizeze situaţia şi să întreprindă măsurile necesare pentru prevenirea declanşării situaţiei de urgenţă. Pentru stabilirea unuia dintre nivelurile de criză, organul central de specialitate poate convoca pentru consultare Comisia OCS.

26.2. şoc brusc – eveniment care are loc instantaneu sau se dezvoltă în decurs de câteva ore, cu impact negativ imediat asupra furnizării gazelor naturale. În acest caz, organul central de specialitate şi întreprinderile de gaze naturale trebuie să informeze imediat Comisia prin intermediul Centrului Naţional de Management al Crizelor, precum şi să întreprindă măsuri de urgenţă pentru a înlătura sau minimaliza consecinţele survenite în legătură cu întreruperea aprovizionării cu gaze naturale a consumatorilor şi, în primul rând, a consumatorilor protejaţi.

Secţiunea a 4-a

Obligațiile de raportare și schimbul de informații

27. În cazul în care se identifică semnale pentru constatarea situaţiei excepţionale – nivel de alertă sau nivel de urgenţă, notificarea OST către Comisie trebuie să includă şi următoarele informaţii:

27.1. descrierea incidentului/evenimentului:

27.1.1. data, ora și durata evenimentului;

27.1.2. tipul evenimentului;

27.1.3. locația evenimentului;

27.1.7.4 estimarea deficitului de gaze naturale;

27.1.5. impactul posibil;

27.2informaţii privind starea reţelelor de gaze naturale.

28. În cazul în care este constatată de către Comisie una din situaţiile excepţionale stabilite la punctul 6, întreprinderile de gaze naturale, prin intermediul OST, pun zilnic la dispoziţia Comisiei, a organului central de specialitate în special următoarele informaţii:

28.1. prognoza cererii zilnice şi a furnizării zilnice de gaze naturale pentru următoarele trei zile, în milioane m3/zi;

28.2. fluxurile zilnice de gaze naturale la toate punctele de intrare şi de ieşire transfrontaliere, precum şi la toate punctele care racordează o instalaţie de producere a gazelor naturale, o instalaţie de stocare sau un terminal GNL la reţeaua de gaze naturale, în milioane metri cubi pe m3/zi);

28.3. perioada de timp, exprimată în zile, pentru care se estimează că este posibilă asigurarea aprovizionării cu gaze naturale a consumatorilor protejaţi.

29. Pe perioada situaţiei excepţionale, organele şi autorităţile administraţiei publice centrale şi autorităţile publice locale prezintă zilnic Comisiei informaţii cu privire la măsurile întreprinse.

30. Schimbul de informaţii între Comisie şi organele centrale de specialitate ale administraţiei publice, autorităţile publice locale şi alte instituţii, respectiv, între Comisie şi OST, se realizează în conformitate cu Hotărârea Guvernului nr.1076/2010 cu privire la clasificarea situaţiilor excepţionale şi la modul de acumulare şi prezentare a informaţiilor în domeniul protecţiei populaţiei şi teritoriului în caz de situaţii excepţionale.

31. Pe perioada situaţiei excepţionale, OST transmite zilnic Comisiei şi organului central de specialitate informaţii cu privire la măsurile întreprinse de acesta, de alţi operatori de sistem, de alte întreprinderi de gaze naturale, precum şi de alţi participanţi de pe piaţa gazelor naturale, în conformitate cu Planul de urgenţă. Operatorii de sistem, dar şi alţi participanţi de pe piaţa gazelor naturale, sunt obligaţi să colaboreze cu OST şi să prezinte informaţiile solicitate.

32. Toate informaţiile menţionate mai sus sunt furnizate de întreprinderile de gaze naturale în formatul convenit cu OST.

33. Obligaţiile de informare a părţilor implicate pentru fiecare nivel de criză sunt stabilite în anexa nr.7.

34. În figura 3 se descrie schema fluxurilor de informaţii şi a obligaţiilor de raportare în timpul situaţiilor excepţionale.

Figura 3. Fluxurile informaţionale generale în timpul situaţiilor

excepţionale în sectorul gazelor naturale

Capitolul III

MASURI APLICABILE PENTRU FIECARE NIVEL DE CRIZĂ

Secţiunea 1

Clasificarea măsurilor

35. În cazul situaţiei excepţionale, indiferent de nivelul de criză, toate întreprinderile de gaze naturale trebuie să îndeplinească obligaţiile ce le revin în conformitate cu Legea cu privire la gazele naturale, Regulamentul privind situaţiile excepţionale în sectorul gazelor naturale, Planul de urgenţă, să execute deciziile Comisiei şi instrucţiunile OST.

36. Orice măsură stabilită în conformitate cu prezentul Plan de urgenţă se aplică temporar, pentru a reduce nivelul perturbărilor în funcţionarea pieţei gazelor naturale. În acelaşi timp, măsura trebuie să se limiteze la ceea ce este strict necesar pentru a remedia ameninţarea la adresa siguranţei şi a integrităţii fizice a persoanelor sau a reţelelor de gaze naturale.

37. Pentru a asigura aprovizionarea cu gaze naturale a consumatorilor protejaţi, în cazul unei situaţii excepţionale în sectorul gazelor naturale, pot fi aplicate următoarele categorii de măsuri:

37.1. măsuri voluntare: campanii de informare, reducerea voluntară a consumului de gaze naturale;

37.2. măsuri bazate pe mecanisme de piaţă: reducerea cererii de gaze naturale;

37.3. măsuri care nu au la bază mecanisme de piaţă: utilizarea combustibililor alternativi, limitarea consumului de gaze naturale către consumatorii finali, reducerea obligatorie a cererii de gaze naturale.

38. Domeniul de aplicare detaliat al măsurilor indicate mai sus este determinat de structura sectorială a consumului de gaze naturale în Republica Moldova.

39. Pentru asigurarea aprovizionării cu gaze naturale a consumatorilor finali şi în primul rând, a consumatorilor protejaţi, în cazul apariţiei situaţiei excepţionale, indiferent de nivelul de criză, în afară de categoriile de măsuri prevăzute mai sus, pot fi aplicate şi alte măsuri, bazate pe mecanisme de piaţă sau care nu se bazează pe mecanisme de piaţă (în cazul situaţiei de urgenţă).

40. În perioada existenţei situaţiilor excepţionale în sectorul gazelor naturale, la indicaţia OST, toţi operatorii de sistem sunt obligaţi să presteze cu prioritate servicii de livrare a gazelor naturale consumatorilor protejaţi.

41. Indiferent de nivelul de criză, operatorii de sistem asigură funcţionarea în regim normal a reţelelor de gaze naturale pe care le operează, monitorizează parametrii tehnici ale acestora şi dezechilibrele din sistem.

42. În situaţii excepţionale justificate, Comisia poate întreprinde acţiuni care se abat de la Planul de urgenţă. Organul central de specialitate informează imediat Secretariatul Comunităţii Energetice şi autorităţile competente ale ţărilor părţi ale Comunităţii Energetice vecine în legătură cu orice astfel de acţiuni şi prezintă justificări pentru abaterea de la Planul de urgenţă.

Secţiunea a 2-a Măsuri aplicabile în situaţie de alertă timpurie

43. În cazul în care se constată o situaţie de alertă timpurie, autorităţile publice, OST şi întreprinderile de gaze naturale, în cooperare cu întreprinderile termoenergetice şi electroenergetice, identifică măsuri bazate pe mecanisme de piaţă care pot fi utilizate.

Secţiunea a 3-a

Măsuri aplicabile în situaţie de alertă

44. În cazul în care se constată o situaţie de alertă, autorităţile publice, OST şi întreprinderile de gaze naturale, în cooperare cu întreprinderile din sectorul termoenergetic şi electroenergetic, aplică acestui nivel de criză, suplimentar măsurilor stabilite pentru nivelul de alertă timpurie, şi alte măsuri bazate pe mecanisme de piaţă disponibile.

Secţiunea a 4-a Măsuri aplicabile în situaţie de urgenţă

45. Pe perioada situaţiei de urgenţă, acţiunile autorităţilor publice, ale OST şi ale întreprinderilor de gaze naturale, în cooperare cu întreprinderile din sectorul termoenergetic şi electroenergetic, se concentrează pe scăderea consumului de gaze naturale prin implementarea măsurilor care nu se bazează pe mecanisme de piaţă.

46. În cazul constatării situaţiei de urgenţă de Comisie sunt aplicate următoarele acţiuni predefinite bazate pe cerere şi ofertă pentru punerea la dispoziţie a gazelor naturale şi mecanismele de compensare a acestora.

46.1. Utilizarea stocurilor de gaze naturale care fac obiectul obligaţiei de stocare în conformitate cu art.108²-108⁴ din Legea cu privire la gazele naturale;

Titularul obligaţiei de stocare poate utiliza resurse proprii sau poate beneficia de împrumuturi externe contractate direct de către acesta – surse financiare recreditate din contul împrumuturilor de stat externe contractate de Guvern în numele Republicii Moldova, şi/sau de resurse financiare alocate din bugetul de stat, cu recuperarea acestora după punerea în circulaţie a gazelor naturale în conformitate cu alin.(5)–(12) din Legea cu privire la gazele naturale. Pentru realizarea obligaţiei de stocare, titularul obligaţiei de stocare poate beneficia de granturi ori de alte surse nerambursabile, care nu se iau în considerare la stabilirea de către ANRE a preţului reglementat.

Titularul obligaţiei de stocare căruia i-a fost impusă obligaţia de stocare poate primi stimulente sau compensaţii financiare pentru deficitul de venituri sau pentru costurile suportate de acesta, ca urmare a respectării obligaţiei de stocare în cazul în care deficitul sau costurile respective nu pot fi acoperite prin veniturile obţinute din activitatea desfăşurată în legătură cu executarea obligaţiei de stocare. Stimulentele sau compensaţiile financiare se stabilesc în conformitate cu mecanismul prevăzut prin hotărâre de Guvern, în baza calculelor ANRE.

46.2. Utilizarea totală sau parţială a gazelor naturale care fac obiectul stocurilor de securitate, în conformitate cu art.1081 alin.(8) din Legea cu privire la gazele naturale

Costurile aferente creării şi menţinerii stocurilor de securitate se acoperă din contul resurselor financiare alocate din bugetul de stat şi/sau din asistenţa financiară externă, şi/sau din contul contribuţiilor financiare achitate de furnizorii de pe piaţa cu amănuntul a gazelor naturale. Pentru a asigura colectarea mijloacelor financiare necesare pentru crearea şi menţinerea stocurilor de securitate, Guvernul poate impune obligaţii de serviciu public şi altor întreprinderi de gaze naturale.

ANRE stabileşte metoda de determinare a mărimii contribuţiilor financiare ce urmează a fi achitate de către furnizorii de pe piaţa cu amănuntul a gazelor naturale, ţinând cont de necesitatea acoperii costurilor stocurilor de securitate suportate de către entitatea pentru crearea şi menţinerea stocurilor de securitate pe parcursul perioadei de 12 luni anterioare, de asemenea stabileşte periodicitatea achitării acestora. Contribuţiile financiare se determină proporţional cotelor deţinute de aceştia pe piaţa cu amănuntul a gazelor naturale şi se aprobă prin hotărârea ANRE, care se ajustează la necesitate.

46.3. Asigurarea stocurilor de gaze naturale în situaţii de urgenţă de către furnizorul căruia i-a fost impusă obligaţia de realizare a achiziţiilor de gaze naturale şi constituirea stocurilor;

Resurse proprii sau împrumuturi contractate direct de către aceasta sau surse financiare recreditare din contul împrumuturilor de stat externe, contractate de către Guvern în numele Republicii Moldova, şi/sau resurse financiare alocate din bugetul de stat, cu recuperarea acestora după punerea în circulaţie a gazelor naturale.

46.4. Utilizarea gazelor naturale stocate în reţelele naţionale de transport;

Aplicarea regulilor de echilibrare şi decontarea dezechilibrelor. Utilizarea, după caz, a mecanismului de flexibilitate, prin stocare în conductă.

46.5. Trecerea CET Sursa 1 a "Termoelectrica" SA la combustibil alternativ;

Costurile sunt acoperite prin tarif, în conformitate cu Metodologia de calculare, aprobare şi aplicare a preţurilor şi tarifelor reglementate pentru producerea energiei electrice şi termice, pentru serviciile de distribuţie şi furnizare a energiei termice.

46.6. Trecerea centralelor electrice de termoficare ale fabricilor de zahăr (ÎCS "Moldova-Zahăr" SRL şi ÎM "Südzucker Moldova" SA) la combustibil alternativ;

46.7. Reducerea cu 10% a temperaturii agentului termic livrat în sistemele de încălzire centralizată;

46.8. Limitarea/întreruperea aprovizionării cu gaze naturale a consumatorilor întreruptibili.

47. Rezultatele evaluării reducerii consumului lunar de gaze naturale ca urmare a implementării măsurilor predefinite incluse în Planul de urgenţă sunt prezentate în anexa nr.2.

48. Măsurile bazate pe mecanisme de piaţă aplicabile în situaţie de urgenţă sunt:

48.1. OST solicită tuturor utilizatorilor de sistem care au încheiate contracte pentru transportul gazelor naturale să asigure cantităţile zilnice maxime convenite cu furnizorii externi;

48.2. OST colaborează cu OST din statele vecine, prin aplicarea unui mecanism de schimb continuu de informaţii, în vederea garantării securităţii şi fiabilităţii reţelelor de transport al gazelor naturale, gestionării congestiilor;

48.3. furnizorii utilizează gazele naturale procurate de la titularul obligaţiei de stocare, care fac obiectul obligaţiei de stocare;

48.4. furnizorii procură şi furnizează cantităţi suplimentare de gaze naturale pentru a satisface cererea excepţional de mare de gaze naturale şi/sau pentru a acoperi cererea de gaze naturale;

48.5. producătorii iau măsuri pentru creşterea nivelului de producţie al gazelor naturale;

48.6. furnizorii de gaze naturale reduc cantităţile de gaze naturale furnizate consumatorilor finali care au încheiate contracte de furnizare a gazelor naturale cu clauze întreruptibile.

49. În cazul situaţiei de urgenţă, când toate măsurile bazate pe mecanisme de piaţă au fost utilizate, dar cererea de gaze naturale rămâne neacoperită, Comisia decide în privinţa aplicării următoarelor măsuri care nu se bazează pe mecanisme de piaţă:

Secţiunea a 5-a

Măsuri specifice pentru sectoarele electroenergetic şi termoenergetic

50. În cazul sistării furnizării de gaze naturale de către SAP "Gazprom", persistă riscuri majore pentru securitatea aprovizionării cu gaze naturale a malului stâng al Nistrului şi pentru asigurarea stabilităţii sistemului electroenergetic al Republicii Moldova. Practic, toată cantitatea de energie electrică necesară, adiţional celei produse local, va trebui acoperită din alte surse, altele decât MGRES (importul de energie electrică din sistemul electroenergetic al Ucrainei şi din ENTSO-E, Europa Continentală).

51. Continuitatea aprovizionării cu gaze naturale este un element important în asigurarea securităţii energetice a consumatorilor protejaţi care sunt conectaţi la sistemul centralizat de alimentare cu energie termică, în special în timpul sezonului de încălzire.

52. Sistemele centralizate de alimentare cu energie termică livrează energie termică gospodăriilor şi întreprinderilor din diferite oraşe ale Republicii Moldova, însă peste 99% din consumul de energie termică este concentrat în municipiile Chişinău şi Bălţi (care au o populaţie totală de peste 800 000 de persoane). Restul ţării se încălzeşte din alte surse, în primul rând sobe individuale, reprezentând peste 64% din totalul locuinţelor. Structura de producere a energiei termice s-a schimbat doar puţin în ultimul deceniu, gazele naturale rămân combustibilul primar (reprezentând aproximativ 95%).

53. În anul 2022, datorită utilizării combustibilului alternativ, consumul de păcură de către SA "Termoelectrica" s-a majorat, de la 1 1631,11 tone în anul 2021, la 68 660,98 tone, iar în anul 2023 – la 100 161,86 tone.

54. Soluţiile interne cu biocombustibil (biocombustibili solizi, biogaz) reprezintă aproximativ 4% din producţia de energie termică şi ar putea permite substituirea unor cantităţi mai mari de combustibili fosili importaţi pentru producerea acesteia.

55. Având în vedere rolul critic al sectoarelor electroenergetic şi termoenergetic în consumul de gaze naturale în Republica Moldova, următoarele măsuri sectoriale ar putea fi implementate conform Planului de urgenţă:

Analiza comparativă a măsurilor incluse în Planul de urgenţă al Republicii Moldova şi ale ţărilor membre ale Uniunii Europene şi Marea Britanie este stabilită la anexa nr.8.

Capitolul IV

CONSUMATORII ÎNTRERUPTIBILI

Secţiunea 1

Prevederi generale

56. Consumatorii întreruptibili sunt consumatorii noncasnici care nu fac parte din categoria consumatorilor protejaţi, pentru care este posibilă aplicarea măsurilor de limitare şi/sau întrerupere a livrării gazelor naturale, în cazul unei situaţii de urgenţă constatate în modul stabilit, în conformitate cu Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale.

57. Fiecare operator de sistem întocmeşte lista nominală a consumatorilor întreruptibili ale căror instalaţii de utilizare sunt racordate la reţelele sale de gaze naturale. Listele consumatorilor întreruptibili trebuie să conţină inclusiv informaţii cu privire la genul de activitate şi la volumele lunare de gaze naturale pe fiecare loc de consum pentru anul calendaristic anterior. Furnizorii sunt obligaţi să prezinte operatorilor de sistem toate informaţiile necesare pentru întocmirea listelor respective. Listele consumatorilor întreruptibili se păstrează de operatorii de sistem respectivi şi se prezintă, la solicitare, organului central de specialitate şi/sau OST.

58. Anual, până la data de 1 septembrie, OST, în baza informaţiei recepţionate de la OSD şi de la furnizori până la data de 1 august, prezintă organului central de specialitate lista nominală a consumatorilor întreruptibili, ce include informaţia în formatul de raportare coordonat preventiv de OST cu organul central de specialitate. Listele consumatorilor întreruptibili se publică pe paginile web ale operatorilor de sistem. În perioada situaţiei de urgenţă, lista consumatorilor întreruptibili se actualizează lunar de OST şi se prezintă organului central de specialitate până la data de 20 a lunii respective.

Operatorii de sistem şi furnizorii sunt responsabili de corectitudinea datelor prezentate către OST şi/sau organul central de specialitate.

Secţiunea a 2-a

Ordinea de limitare şi/sau întrerupere a livrărilor de gaze naturale

59. Ţinând cont de impactul asupra consumului de gaze naturale în contextul asigurării securităţii aprovizionării cu gaze naturale a consumatorilor protejaţi, ordinea de limitare şi/sau întrerupere a livrărilor de gaze naturale către consumatorii întreruptibili este stabilită în tabelul 3.

_______________________

¹⁸ Clasificatorul Activităţilor din Economia Moldovei (CAEM-2) - https://statistica.gov.md/ro/clasificari-si-nomenclatoare-9881.html

¹⁹ La stabilirea ordinii de limitare şi/sau de întrerupere a livrării gazelor naturale consumatorilor finali întreruptibili s-a luat în considerare impactul întreruperii aprovizionării cu gaze naturale asupra consumatorilor finali din diferite sectoare ale economiei naţionale, obligaţia unor categorii de consumatori finali de a deţine combustibil alternativ, consumul de gaze naturale al consumatorilor finali de gaze naturale din diferite sectoare ale economiei naţionale

²⁰ Datele estimative privind consumul de gaze naturale al consumatorilor întreruptibili în anul 2023 au fost agregate în baza informaţiei prezentate de către operatorii de sistem

Tabelul 3. Ordinea de limitare şi/sau întrerupere a livrării gazelor naturale

consumatorilor finali în cazul unei situaţii de urgenţă

60. În cazul în care nu există cantităţi de gaze naturale necesare pentru asigurarea consumului consumatorilor protejaţi, urmează a fi aplicate măsuri de limitare şi/sau de întrerupere a livrării gazelor naturale, conform ordinii stabilite în tabelul 4.

_______________________

²¹ La stabilirea ordinii de limitare şi/sau de întrerupere a livrării gazelor naturale consumatorilor finali s-a luat în considerare impactul întreruperii aprovizionării cu gaze naturale asupra consumatorilor finali din diferite sectoare ale economiei naţionale, obligaţia unor categorii de consumatori finali de a deţine combustibil alternativ, consumul de gaze naturale al consumatorilor finali de gaze naturale din diferite sectoare ale economiei naţionale, grupurile de consumatori protejaţi

Tabelul 4. Ordinea de întrerupere a livrării gazelor naturale

consumatorilor protejaţi în cazul unei situaţii de urgenţă

61. În cazul în care un consumator protejat din categoria întreprinderilor şi instituţiilor care prestează servicii sociale esenţiale dispune de locuri de consum la care nu se prestează servicii sociale esenţiale, pentru aceste locuri de consum pot fi aplicate măsuri de limitare şi/sau de întrerupere a livrării gazelor naturale în conformitate cu secţiunea a 3-a.

Secţiunea a 3-a

Procedura de aplicare a măsurilor de limitare şi/sau

de întrerupere a livrării gazelor naturale

62. În cazul situaţiei de urgenţă, Comisia poate decide aplicarea măsurii de limitare şi/sau de întrerupere a livrării gazelor naturale consumatorilor întreruptibili conform Listei nominale a consumatorilor întreruptibili prezentate de OST către organul central de specialitate şi în ordinea prestabilită în tabelele 3 şi 4.

63. În cel mult 6 ore de la adoptarea dispoziţiei Comisiei privind aplicarea măsurii de limitare şi/sau de întrerupere a livrării gazelor naturale consumatorilor întreruptibili, OST notifică OSD şi furnizorilor de gaze naturale despre obligaţia de a întrerupe consumul de gaze naturale.

64. În scopul monitorizării consumului de gaze naturale, OST determină zilnic:

64.1. cererea totală de gaze naturale;

64.2. cantitatea disponibilă de gaze naturale;

64.3. cererea de gaze naturale a consumatorilor protejaţi şi a consumatorilor întreruptibili;

64.4. deficitul de gaze naturale (diferenţa dintre cererea totală şi cantitatea disponibilă de gaze naturale);

64.5. cantitatea de gaze naturale disponibilă pentru consumatorii întreruptibili (diferenţa dintre cantitatea disponibilă şi cererea de gaze naturale a consumatorilor protejaţi);

64.6. procentul de reducere a consumului de gaze naturale de către consumatorii întreruptibili determinat ca raportul dintre cantitatea de gaze naturale disponibilă pentru consumatorii întreruptibili şi cererea de gaze naturale a consumatorilor întreruptibili înmulţit la 100.

65. Procedura de limitare poate fi aplicată doar pentru consumatorii la care întreruperea livrării gazelor naturale poate afecta procesul tehnologic (ex. producerea sticlei, industria metalurgică).

66. Ca urmare a notificării prevăzute la punctul 63, furnizorii de gaze naturale notifică consumatorilor întreruptibili obligaţia de a întrerupe consumul de gaze naturale, prin poştă (scrisoare recomandată), poştă electronică, telefon sau chiar prin remiterea fizică, astfel încât să fie asigurată recepţia notificării în termenul stabilit.

67. Notificarea furnizorului privind limitarea şi/sau întreruperea consumului de gaze naturale conţine cel puţin următoarea informaţie:

67.1. denumirea consumatorului întreruptibil;

67.2. adresa locului de consum la care se va limita /întrerupe livrarea gazelor naturale;

67.3. volumul zilnic limitat (m³/zi) /debitul de gaze naturale care va fi întrerupt, în m³/h;

67.4. ziua (gazieră) şi ora la care limitarea/întreruperea va avea loc;

67.5. estimarea cu privire la data încetării situaţiei de urgenţă.

68. Consumatorii întreruptibili au obligaţia să reducă sau să întrerupă consumul de gaze naturale notificat de furnizorul de gaze naturale în conformitate cu punctele 66 şi 67 şi să nu pună în pericol funcţionarea sigură şi fiabilă a echipamentelor, utilajelor şi instalaţiilor de gaze naturale şi, după caz, să treacă la utilizarea combustibilului alternativ.

69. În cazul în care consumatorii întreruptibili nu reduc sau nu întrerup consumul de gaze naturale, la indicaţia furnizorului, operatorul de sistem deconectează de la reţeaua de gaze naturale instalaţiile de utilizare ale consumatorilor respectivi.

70. Consumatorii întreruptibili, ale căror instalaţii de utilizare au fost deconectate forţat de la reţeaua de gaze naturale de către operatorul de sistem, achită tariful pentru reconectare şi pot fi reconectaţi la reţea după încetarea situaţiei de urgenţă.

71. Operatorii de sistem monitorizează consumul de gaze naturale al consumatorilor întreruptibili şi aplică măsurile stabilite la secţiunea a 3-a.

Secţiunea a 4-a

Consumul neautorizat/peste limită de gaze

naturale de către consumatorii întreruptibili

72. În cazul în care se depistează conectarea neautorizată la reţeaua de gaze naturale a instalaţiilor (aparatelor) de utilizare după ce a fost deconectat de la reţea conform punctului 69 din Planul de urgenţă şi/sau consumarea de gaze naturale cu încălcarea obligaţiei de limitare şi/sau de întrerupere al consumului de gaze naturale stabilit la punctul 68 din Planul de urgenţă de către consumatorii întreruptibili, personalul operatorului de sistem este obligat să întocmească actul de depistare a consumului neautorizat/peste limită (actul de depistare) în 2 exemplare, câte un exemplar pentru fiecare parte.

73. Personalul operatorului de sistem indică în mod obligatoriu în act modalitatea în care s-au încălcat prevederile actelor normative ce au dus la consum neautorizat/peste limită al gazelor naturale din reţeaua de gaze naturale. Actul de depistare este semnat de personalul operatorului de sistem şi de consumatorul întreruptibil. Dacă consumatorul întreruptibil refuză să semneze actul de depistare, personalul operatorului de sistem indică în act faptul şi motivele refuzului. Odată cu depistarea consumului neautorizat/peste limită al gazelor naturale, personalul operatorului de sistem înlătură încălcările depistate şi păstrează probele respective.

74. În baza materialelor acumulate, operatorul de sistem calculează consumul de gaze naturale în baza indicaţiilor echipamentului de măsurare sau, după caz, conform sistemului pauşal (în lipsa echipamentului de măsurare) pentru perioada de timp de la data indicată în notificarea furnizorului de a reduce/întrerupe consumul de gaze naturale până la încetarea situaţiei de urgenţă. Furnizorul va factura consumatorului valoarea triplă a consumului de gaze naturale.

75. În cazul în care consumatorul întreruptibil nu achită contravaloarea consumului de gaze naturale, furnizorul se adresează instanţei de judecată pentru recuperarea prejudiciului cauzat.

Capitolul V

MANAGEMENTUL CRIZELOR

Secţiunea 1

Atribuţiile şi responsabilităţile părţilor implicate

76. Gestionarea generală a situaţiilor excepţionale în sectorul gazelor naturale, coordonarea măsurilor necesare de către autorităţile publice şi participanţii la piaţa gazelor naturale, precum şi monitorizarea implementării măsurilor respective se realizează de către Comisia pentru Situaţii Excepţionale a Republicii Moldova (managerul situaţiilor excepţionale în sectorul gazelor naturale).

77. Asigurarea securităţii aprovizionării cu gaze naturale este o competenţă comună a întreprinderilor de gaze naturale şi a autorităţilor publice responsabile de buna funcţionare a sectorului gazelor naturale, în conformitate cu competenţele funcţionale şi instituţionale. Întreprinderile de gaze naturale sunt obligate să asigure funcţionarea sigură, fiabilă şi eficientă a sistemului de gaze naturale, care să garanteze furnizarea neîntreruptă a gazelor naturale şi satisfacerea cererii de gaze naturale a consumatorilor finali, cu respectarea parametrilor de calitate şi a indicatorilor de calitate stabiliţi, precum şi să întreprindă măsuri care să garanteze securitatea aprovizionării cu gaze naturale a consumatorilor finali.

78. Pe perioada existenţei situaţiei excepţionale Comisia, organul central de specialitate, organele şi autorităţile administraţiei publice, întreprinderile de gaze naturale, precum şi alţi participanţi la piaţa gazelor naturale aplică Planul de urgenţă în calitate de document operativ de lucru. Măsurile luate de părţile implicate în conformitate cu Planul de urgenţă sunt obligatorii şi prevalează în raport cu prevederile contractuale şi actele normative în domeniu.

79. O analiză detaliată a atribuţiilor şi responsabilităţilor autorităţilor publice şi ale întreprinderilor de gaze naturale pentru fiecare nivel de criză, în perioada unei situaţii excepţionale în sectorul gazelor naturale, este prevăzută în anexele nr.3 – nr.6.

Secţiunea a 2-a

Testele de intervenţie în situaţii de urgenţă

80. În conformitate cu Regulamentul privind situaţiile excepţionale în sectorul gazelor naturale, măsurile, acţiunile şi procedurile prevăzute în Planul de urgenţă trebuie testate cel puţin o dată între actualizările periodice ale acestuia, efectuate la fiecare patru ani. Pentru a testa Planul de urgenţă, organul central de specialitate simulează scenariile cu impact mediu şi ridicat şi reacţiile în timp real, în conformitate cu Planul de urgenţă.

81. Organul central de specialitate va modela scenarii şi intervenţii cu impact ridicat şi mediu, în timp real, în conformitate cu Planul de urgenţă. Scenariile situaţiilor de urgenţă modelate sunt unice şi dinamice în natură, în funcţie de amploarea şi impactul potenţial al situaţiei de urgenţă, iar intervenţia în timp real poate varia în funcţie de natura situaţiei de urgenţă. Scenariile de urgenţă presupun o serie de evenimente care clasifică potenţialele probleme în funcţionarea sistemelor de gaze naturale până la evenimentul care necesită declararea unei situaţii de urgenţă, adică până la necesitatea obiectivă de a lansa măsuri care nu au la bază mecanisme de piaţă.

82. Organul central de specialitate va fi responsabil de pregătirea şi organizarea testelor de intervenţie în situaţii de urgenţă. Testele de intervenţie în situaţii de urgenţă au loc cel puţin o dată la patru ani, iar data şi entitatea responsabilă de organizarea acestora sunt stabilite prin ordin al organului central de specialitate. Primele teste de intervenţie vor fi efectuate în termen de cel mult un an de la emiterea avizului Secretariatului Comunităţii Energetice cu privire la Planul de urgenţă. Testarea intervenţiilor în situaţii de urgenţă se face pentru a verifica eficacitatea planului şi a măsurilor operaţionale incluse în acesta.

83. Pentru a asigura aprovizionarea consumatorilor finali din Republica Moldova cu gaze naturale în condiţii de siguranţă, autorităţile responsabile vor implementa simulări ale intervenţiilor în situaţii de urgenţă. Vor fi simulaţi parametrii operaţionali cel puţin ai următoarelor întreprinderi din sectorul gaze naturale, electroenergetic şi termoenergetic: SRL "Vestmoldtransgaz", SA "Moldovagaz", SA "Energocom", SRL "Chişinău-Gaz", SRL "Bălţi-Gaz", SA "Termoelectrica", SA "CET-Nord", SA "Apă-Canal Chişinău", ÎS "Moldelectrica", SA "RED-Nord", SA ÎCS "Premier Energy Distribution", SRL "Premier Energy", SA "FEE-Nord".

84. Situaţiile modelate pentru sectorul gazelor naturale din Republica Moldova vor include scenariile de risc prevăzute în Analiza naţională a riscurilor şi în Planul de măsuri preventive.

85. Testele de intervenţie/pregătire pentru situaţii de urgenţă sunt prezentate în tabel.

86. După testarea intervenţiilor în situaţii de urgenţă, se va întocmi şi se va prezenta un rezumat al rezultatelor obţinute, inclusiv un plan de acţiuni, cu detalierea îmbunătăţirilor aduse măsurilor de urgenţă existente, care vor fi puse la dispoziţia tuturor părţilor interesate.

Capitolul VI

MECANISME DE COOPERARE CU ALTE ŢĂRI

87. Organul central de specialitate asigură colaborarea regională cu autorităţile competente ale ţărilor vecine în vederea implementării măsurilor de prevenire şi reducere a impactului eventualelor situaţii excepţionale în domeniul aprovizionării cu gaze naturale. OST asigură colaborarea cu OST adiacenţi pentru a preveni posibilele întreruperi în aprovizionarea cu gaze naturale şi pentru a minimiza daunele care pot fi cauzate într-o astfel de situaţie.

88. În vederea asigurării securităţii aprovizionării cu gaze naturale, organul central de specialitate, împreună cu OST, va colabora cu autorităţile publice relevante şi cu OST adiacenţi din ţările vecine (România şi Ucraina), dar şi din alte ţări, după caz, în special în ceea ce priveşte:

88.1. coordonarea măsurilor privind securitatea aprovizionării cu gaze naturale în situaţii excepţionale;

88.2. identificarea interconexiunilor, dezvoltarea şi modernizarea acestora, inclusiv pentru asigurarea capacităţilor bidirecţionale;

88.3. identificarea condiţiilor şi a modalităţilor practice de acordare a asistenţei reciproce.

89. Organul central de specialitate, în comun cu OST, participă, în colaborare cu autorităţile publice de resort şi OST adiacenţi din ţările vecine, la elaborarea planurilor comune de acţiuni preventive şi a planurilor comune de urgenţă.

90. Organul central de specialitate identifică, după caz, măsurile reciproce de acţiune şi de corelare a riscurilor cu ţările vecine, ţările părţi ale Comunităţii Energetice şi/sau cu statele membre ale Uniunii Europene.

91. Pentru a spori flexibilitatea şi rezilienţa sistemului de aprovizionare cu gaze naturale, Republica Moldova stochează gaze naturale în ţările vecine, în ţările părţi ale Comunităţii Energetice şi/sau în statele membre ale Uniunii Europene.

92. Mecanismele de partajare a eforturilor pentru îndeplinirea obiectivului de creare a stocurilor cu aceste ţări vecine vor spori flexibilitatea de funcţionare a sistemului de gaze naturale al Republicii Moldova, oferind opţiuni suplimentare pentru atenuarea riscurilor legate de aprovizionarea cu gaze naturale.

Capitolul VII

INFORMAŢII PRIVIND CONSULTAREA PUBLICĂ A PLANULUI

DE ACŢIUNI PENTRU SITUAŢII EXCEPŢIONALE

CU PĂRŢILE INTERESATE

93. Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale a fost elaborat de către organul central de specialitate şi este constituit din două părţi: Planul de acţiuni preventive şi Planul de urgenţă.

La elaborarea proiectului Planului de acţiuni pentru situaţii excepţionale, organul central de specialitate a colaborat cu ANRE, cu autorităţile administraţiei publice centrale şi locale, cu întreprinderile de gaze naturale, electroenergetice şi termoenergetice.

În procesul de iniţiere a elaborării analizei naţionale a riscurilor şi a Planului de acţiuni pentru situaţii excepţionale, Ministerul Energiei a organizat o şedinţă la data de 2 octombrie 2022, cu participarea părţilor interesate, inclusiv a Secretariatului Comunităţii Energetice.

Proiectul Planului de acţiuni pentru situaţii excepţionale a fost consultat, în conformitate cu termenele şi condiţiile prevăzute în Legea nr.238/2008 privind transparenţa în procesul decizional.

Proiectul Planului de acţiuni pentru situaţii excepţionale a fost publicat pe site-ul web oficial al Ministerului Energiei, www.energie.gov.md, şi pe portalul guvernamental www.particip.gov.md. În acest context, a fost plasat anunţul despre iniţierea procesului de consultare a proiectului.

94. Proiectul Planului de acţiuni pentru situaţii excepţionale a fost supus unei consultări publice extensive organizate în 2 etape. Prima consultare publică s-a desfăşurat în perioada 2-17 aprilie 2024, iar consultarea publică repetată, în perioada 7-24 mai 2024, fiind consultate următoare părţi interesate:

- autorităţile administraţiei publice: Guvernul Republicii Moldova, ANRE, Biroul Naţional de Statistică, Cancelaria de Stat, Ministerul Finanţelor, Ministerul Afacerilor Interne, Ministerul Infrastructurii şi Dezvoltării Regionale, Ministerul Dezvoltării Economice şi Digitalizării, Ministerul Afacerilor Externe, Centru Naţional pentru Energie Durabilă, Ministerul Agriculturii şi Industriei Alimentare, Ministerul Sănătăţii, Ministerul Muncii, Ministerul Culturii, Ministerul Educaţiei şi Cercetării, Ministerul Apărării, Agenţia Proprietăţii Publice;

- Asociaţia Obştească "Asociaţia Furnizorilor de Gaze Naturale din Republica Moldova", Congresul Autorităţilor Locale din Moldova;

- consumatorii mari de gaze naturale: fabrica de sticlă din mun. Chişinău, SRL "Genesis Internatinal", SA "Comgaz-Plus", ÎM Regia Exploatare a Drumurilor şi Podurilor "Exdrupo";

- întreprinderile de gaze naturale: SRL "Vestmoldtransgaz", SA "Moldovagaz", SA "Energocom", SRL "Orhei Gaz", SRL "Chişinău Gaz", SRL "Cimişlia Gaz", SRL "Ialoveni Gaz", SRL "Nord Gaz Sîngerei";

- întreprinderile electroenergetice şi termoenergetice: ÎS "Moldelectrica", SA "CET-Nord", SA "Reţele Electrice de Distribuţie Nord", SA "Apă-Canal Chişinău", Întreprinderea municipală a reţelelor şi centralelor termice Comrat.

95. Principalele propuneri prezentate de către părţile consultate la Planul de măsuri preventive se referă la:

- precizarea informaţiilor privind descrierea şi caracteristicile tehnice ale sistemului de transport al gazelor naturale;

- actualizarea informaţiilor privind consumul de gaze naturale;

- stabilirea listei măsurilor preventive şi descrierea acestora;

- stabilirea entităţilor responsabile de implementarea şi monitorizarea măsurilor preventive;

- descrierea rolului gazelor naturale în producerea energiei termice.

96. Principalele propuneri prezentate de către părţile consultate la Planul de urgenţă se referă la:

- procedura de informare în cazul declarării unei crize;

- aplicarea măsurilor de limitare şi/sau de întrerupere a livrării gazelor naturale consumatorilor întreruptibili, în special consumatorilor pentru care întreruperea livrării gazelor naturale poate afecta procesul tehnologic (de exemplu, producerea sticlei, industria metalurgică);

- procedura de depistare a consumului neautorizat/peste limită, calcularea consumului de gaze naturale şi facturarea acestuia;

- stabilirea ordinii de limitare şi/sau întrerupere a livrării gazelor naturale consumatorilor finali întreruptibili.

97. Proiectul Planului de acţiuni a fost expertizat juridic de către Ministerul Justiţiei.

98. Centrul Naţional Anticorupţie, în raportul său de expertiză nr.EHG24/9699 din 24 mai 2024, nu a constatat factori care să genereze apariţia riscurilor de corupţie.

99. După consultarea publică repetată, s-au recepţionat 35 de avize (inclusiv 26 de avize în care se informează despre susţinerea proiectului şi despre lipsa propunerilor suplimentare).

Secretariatul Comunităţii Energetice a evaluat Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale, luând în considerare opiniile expuse de către Grupul de coordonare privind securitatea aprovizionării cu gaze naturale din cadrul Comunităţii Energetice. Conform Opiniei Secretariatului Comunităţii Energetice nr.24/02, s-au prezentat următoarele recomandări:

- planurile urmează în mare măsură modelele ataşate la Regulamentul 2017/1938. Acestea sunt detaliate şi cuprinzătoare în ceea ce priveşte inclusiv descrierea pieţei de gaze naturale din Republica Moldova şi a infrastructurii;

99.1. la Planul de acţiuni preventive:

- includerea concluziilor evaluării naţionale a riscurilor, a legăturii dintre concluzii şi măsurile preventive propuse. Fiecare măsură preventivă urmează să fie adoptată în funcţie de riscul identificat şi descrisă ţinând cont de propriul impact asupra pieţelor naţionale şi regionale;

- separarea măsurilor bazate pe mecanisme de piaţă de cele nebazate pe acestea;

100.2. la Planul de urgenţă:

- aplicarea măsurii de utilizare totală sau parţială a stocurilor de securitate a gazelor naturale doar pentru nivelul de urgenţă;

- includerea informaţiilor necesare cu privire la măsurile care nu sunt bazate pe mecanisme de piaţă (evaluarea necesităţii unor astfel de măsuri pentru a face faţă unei crize, inclusiv a gradului de utilizare a acestora);

- completarea listei acţiunilor predefinite;

- descrierea măsurii a 4-a Impunerea anumitor obligaţii de serviciu public sectorului energetic", pentru a fi clar definită, transparentă şi verificabilă;

- includerea informaţiilor despre mecanismul de consultare utilizat şi despre rezultatele consultării părţilor interesate, înainte de adoptarea acestuia.

100. Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale a fost definitivat conform recomandărilor din Opinia Secretariatului Comunităţii Energetice.

101. Rezultatele consultării publice au fost reflectate în sinteza propunerilor şi a obiecţiilor.

Anexa nr.1

la Planul de urgenţă

Principalele surse de informaţii pentru gestionarea

situaţiei excepţionale din sectorul gazelor naturale

Anexa nr.2

la Planul de urgenţă

Rezultatele evaluării reducerii consumului lunar de gaze naturale

ca urmare a implementării măsurilor incluse în Planul de urgenţă, milioane m³

Notă. În cazul în care sunt utilizate stocurile de gaze naturale aferente obligaţiei de stocare/stocurilor de securitate, atunci pe parcursul unei luni nu vor fi probleme în cazul limitării gazelor naturale, deoarece se acoperă consumul maxim de gaze naturale. Aşadar, reducerea consumului este 0 pentru toate cele trei scenarii.

Anexa nr.3

la Planul de urgenţă

Atribuţiile şi responsabilităţile

entităţilor implicate în situaţia de alertă timpurie

Anexa nr.4

la Planul de urgenţă

Atribuţiile şi responsabilităţile entităţilor

implicate în situaţie de alertă

Anexa nr.5

la Planul de urgenţă

Atribuţiile şi responsabilităţile entităţilor

implicate în situaţie de urgenţă

Anexa nr.6

la Planul de urgenţă

Drepturile şi obligațiile operatorilor de sistem referitoare

la funcţionarea în siguranţă a rețelei de gaze naturale

Anexa nr.7

la Planul de urgenţă

Obligaţii de informare pentru fiecare nivel de criză

Anexa nr.8

la Planul de urgenţă

Analiza comparativă a măsurilor incluse în planurile de urgenţă ale

Republicii Moldova şi ale ţărilor membre ale UE şi Marii Britanii