Hotărâre nr.382 din 27.06.2023 privind modificarea Metodologiei de calculare, aprobare şi aplicare a tarifelor reglementate pentru serviciul de transport al gazelor naturale, aprobată prin Hotărârea Consiliului de administraţie al ANRE nr.535/2019
AGENŢIA NAŢIONALĂ PENTRU
REGLEMENTARE ÎN ENERGETICĂ
H O T Ă R Â R E
privind modificarea Metodologiei de calculare, aprobare şi aplicare
a tarifelor reglementate pentru serviciul de transport al gazelor
naturale, aprobată prin Hotărârea Consiliului de administraţie
al ANRE nr. 535/2019
nr. 382 din 27.06.2023
(în vigoare 14.07.2023)
Monitorul Oficial al R. Moldova nr. 240-245 art. 693 din 14.07.2023
* * *
ÎNREGISTRAT:
Ministerul Justiţiei
al Republicii Moldova
nr.1811 din 10.07.2023
Ministră _______ Veronica MIHAILOV-MORARU
În temeiul art.7 alin.(2) lit.a), art.99 alin.(5) din Legea nr.108/2016 cu privire la gazele naturale (Monitorul Oficial al Republicii Moldova, 2016, nr.193-203, art.415), cu modificările ulterioare, şi pct.402 din Codul reţelelor de gaze naturale, aprobat prin Hotărârea Consiliului de administraţie al Agenţiei Naţionale pentru Reglementare în Energetică nr.420/2019 (Monitorul Oficial al Republicii Moldova, 2020, nr.14-23, art.60), cu modificările ulterioare, Consiliul de administraţie al Agenţiei Naţionale pentru Reglementare în Energetică,
HOTĂRĂŞTE:
1. Metodologia de calculare, aprobare şi aplicare a tarifelor reglementate pentru serviciul de transport al gazelor naturale, aprobată prin Hotărârea Consiliului de administraţie al Agenţiei Naţionale pentru Reglementare în Energetică nr.535/20219 (Monitorul Oficial al Republicii Moldova, 2020, nr.44-54, art.173), înregistrată la Ministerul Justiţiei cu nr.1536 din 3 februarie 2020, se modifică după cum urmează:
1) La pct.2:
sbp.1) după cuvântul "naturale" se completează cu textul "inclusiv tarifele armonizate de intrare/ieşire";
sbp.2) va avea următorul cuprins:
"2) modul de calculare şi aplicare a tarifelor de intrare/ieşire pentru serviciul de transport al gazelor naturale, inclusiv tarifele armonizate de intrare/ieşire;";
se completează cu sbp.31) cu următorul cuprins:
"31) modul de determinare a preţurilor de referinţă;"
sbp.7) cuvântul " practicate" se substituie cu cuvântul "desfăşurate";
se completează cu sbp.9) cu următorul cuprins:
"9) modul de determinare al consumului tehnologic şi al pierderilor de gaze naturale în reţelele de transport al gazelor naturale;".
2) La pct.3 sbp.10) se abrogă;
3) La pct.6:
sbp.1) va avea următorul cuprins:
"1) preluarea gazelor naturale prin punctele fizice de intrare din reţelele de transport ale OST din ţările vecine prin punctele de interconectare, din alte reţele de transport ale altor OST, din instalaţiile de producere a gazelor naturale sau din depozitele de stocare a gazelor naturale, transportul gazelor naturale prin reţelele de transport al gazelor naturale şi predarea acestora în punctele de ieşire în reţelele de transport ale OST din ţările vecine prin puncte de interconectare în reţelele de transport ale altor OST, în reţelele de distribuţie a gazelor naturale, spre consumatorii finali instalaţiile de utilizare ale cărora sunt racordate la reţeaua de transport al gazelor naturale, în depozitele de stocare;";
sbp.5) va avea următorul cuprins:
"5) relaţiile cu OST din ţările vecine, OST adiacenţi, furnizorii, consumatorii finali, utilizatorii de sistem şi operatorii sistemelor de distribuţie a gazelor naturale (în continuare OSD), legate de prestarea serviciului de transport al gazelor naturale."
4) La pct.9:
în noţiunea "tarif pentru serviciul de transport al gazelor naturale" textul "furnizorilor de gaze naturale, sau consumatorilor finali" se substituie cu cuvintele "utilizatorilor de sistem";
după noţiunea "cheltuieli efective - …" se completează cu următoarele noţiuni:
"coeficient de multiplicare – coeficientul aplicat la preţul de referinţă pentru a calcula preţul de rezervă pentru un PCS non-anuală;";
"coeficient sezonier – coeficient care reflectă variaţia cererii în cursul anului, care poate fi aplicat în combinaţie cu coeficientul de multiplicare relevant; ";
după noţiunea "componenta de corectare a venitului reglementat" se completează cu următoarea noţiune:
"metoda de calculare a preţurilor de referinţă – metoda de calculare aplicată acelei părţi a venitului aferent serviciilor de transport, care trebuie recuperată din tarifele pentru serviciul de transport al gazelor naturale bazate pe capacitate, în scopul determinării preţurilor de referinţă;";
În noţiunile "puncte de intrare în reţelele de transport al gazelor naturale" şi "puncte de ieşire în reţelele de transport al gazelor naturale", cuvântul "delimitare" se substituie cu cuvântul "separare".
5) La pct.10:
în definiţia termenului "CPGn" cuvintele "tehnice reglementate" se substituie cu cuvântul "normative".
în definiţia termenului "CEn" după cuvintele "energiei electrice" se completează cuvintele "şi gazelor naturale".
6) La pct.12:
cuvintele "tehnice reglementate" se substituie cu cuvântul "normative" şi cuvintele "al gazelor naturale" se exclud.
Termenului " PGTn" se substituie cu termenul "CTPn", care va avea următorul cuprins:
"CTPn" – volumul consumului tehnologic şi pierderilor normative de gaze naturale în reţelele de transport care se determină pentru fiecare an de reglementare "n" în conformitate cu Modul de determinare al consumului tehnologic şi al pierderilor de gaze naturale în reţelele de transport din Anexa nr.1 ";
Termenului "TFFnI " se substituie cu termenul " PFFnI ", care va avea următorul cuprins:
"PFFnI" – preţul reglement de furnizare a gazelor naturale în punctele de intrare în reţelele de transport al gazelor naturale de către furnizorul căruia i-a fost impusă obligaţia de serviciu public, sau alt preţ negociat, dacă acesta din urmă este mai mic.";
7) Pct.13 va avea următorul cuprins: "Costul energiei electrice şi a gazelor naturale consumate de OST la staţiile de comprimare pentru transportul gazelor naturale prin reţelele de transport al gazelor naturale (CEn) se determină luând în considerare cantitatea consumată de energie electrică şi gaze naturale, conform indicaţiilor echipamentelor de măsurare şi preţurile de procurare, care nu poate fi mai mari decât preţurile reglementat pentru furnizarea energiei electrice şi a gazelor naturale. Costul (CEn) se determină pentru fiecare perioadă de reglementare, prin calcul direct, conform prevederilor Metodologiei".
8) La pct.14
sbp.1) va avea următorul cuprins:
"1) baza de calcul a mijloacelor fixe şi imobilizărilor necorporale (BC0), în continuare baza de calcul, care reprezintă valoarea netă a activelor la începutul primului an de aplicare a Metodologiei cu excepţia activelor date în exploatare în anul premergător primului an de aplicare a Metodologiei. Baza de calcul necesară pentru determinarea amortizării în scopuri tarifare este determinată luând în considerare costul istoric al mijloacelor fixe şi imobilizărilor necorporale şi se aprobă de Agenţie pentru toată perioada de valabilitate a Metodologiei;";
sbp.2) va avea următorul cuprins:
"2) durata de utilizare aplicată la determinarea amortizării în scopuri tarifare, care se stabileşte în conformitate cu prevederile Catalogului mijloacelor fixe şi activelor nemateriale (în continuare Catalog), aplicabil la momentul dării în exploatare a activului şi nu poate fi mai mică decât durata de utilizare stabilită în Catalog;";
sbp.3) va avea următorul cuprins:
"3) la determinarea bazei de calcul amortizarea se calculează prin aplicarea metodei liniare.".
9) Pct.15 va avea următorul cuprins:
"15. Cheltuielile privind amortizarea mijloacelor fixe şi imobilizărilor necorporale (CAIn) se determină pentru anul "n", conform formulei:
unde:
AIk – amortizarea medie anuală a investiţiilor date în exploatare în anul "k" şi aprobate de Agenţie;
AEk – amortizarea medie anuală a investiţiilor aprobate de Agenţie şi date în exploatare începând cu anul "x-1" şi care au fost integral recuperate tarifar până la finele anului "n-1";
x – primul an de aplicare a Metodologiei.
DM0 – durata medie de utilizare a activelor incluse în baza de calcul.".
10) Pct.16 va avea următorul cuprins:
"16. Durata medie de utilizare a activelor incluse în baza de calcul (DM0), este determinată în următorul mod:
unde:
AMI0 – amortizarea activelor incluse în baza de calcul, determinată pentru anul premergător primului an de aplicare a Metodologiei.".
11) Pct.17 va avea următorul cuprins:
"17. Valoarea termenului din formula (4) va fi egală cu zero începând cu anul "n" în care se respectă relaţia:
"
12) La pct.18, sbp.10) se exclud cuvintele "în anul precedent de reglementare";
13) Pct.19 va avea următorul cuprins:
"19. Valoarea cheltuielilor privind amortizarea mijloacelor fixe şi imobilizărilor necorporale (CAIn) va fi ajustată la actualizarea tarifelor în cazul derecunoaşterii în anul "n-1" a imobilizărilor ale căror amortizare era acceptată în scopuri tarifare.".
14) Pct.20 va avea următorul cuprins:
"20. În cazul în care gradul de amortizare a mijloacelor fixe şi imobilizărilor necorporale ale OST depăşeşte valoarea de 40%, mijloacele financiare în mărimea amortizării anuale incluse în tarif (cu excepţia celor aferente investiţiilor efectuate din împrumuturi) vor fi utilizate de către OST doar în scopul efectuării investiţiilor. În cazul utilizării acestor mijloace în alte scopuri, Agenţia va diminua venitul total reglementat pentru anul următor, în cuantumul mijloacelor care nu au fost utilizate conform destinaţiei menţionate.";
15) Pct.21 va avea următorul cuprins:
"21. Pentru activitatea de transport al gazelor naturale, din totalul investiţiilor planificate, cel puţin 75% vor fi destinate extinderii, reconstrucţiei, modernizării, renovării şi reabilitării reţelelor de transport al gazelor naturale.".
16) La pct.23, subpunctul 3), cuvintele "mare decât cel efectiv înregistrat" se completează cu textul "mari decât cantităţile efectiv înregistrate".
17) La pct.25 subpunctul 2) cuvintele "tehnice reglementate" se substituie cu cuvintele "tehnice normative".
18) La pct.26 se exclud cuvintele "de dispecerat".
19) La pct.31
sbp.2) textul "nr.186/2008" se exclude.
sbp.4) şi pct.34 sbp.9) textul "Legea cu privire la asigurări nr.407/2006" se substituie cu textul "Legea privind activitatea de asigurare şi reasigurare".
20) Pct. 36 va avea următorul cuprins:
"36. Pentru anul de bază, cheltuielile administrative, (CA0), se determină şi se aprobă de Agenţie luând în considerare cheltuielile efectiv utilizate în perioada precedentă de reglementare cu respectarea principiului eficienţei maxime la cheltuieli minime şi necesare desfăşurării activităţii reglementate.".
21) La pct.39
definiţia termenului "ITPn" va avea următorul cuprins:
"ITPn – impozite, taxe şi alte plăţi justificate şi necesare de a fi achitate în anul "n", care conform legislaţiei se atribuie la cheltuieli, inclusiv plăţile rezonabile (determinate reieşind din lungimea reţelelor) suportate de OST pentru utilizarea sistemului de gaze naturale al Republicii Moldova în comun cu agenţii economici rezidenţi aflaţi pe teritoriul Republicii Moldova care nu au relaţii fiscale cu sistemul ei bugetar şi care îndeplinesc întreţinerea şi deservirea tehnică a acestuia. Întru excluderea dublării, la calcularea tarifului aceste cheltuieli nu se includ în alte componente tarifare;".
Cuvintele "a=6 zile" se substituie cu textul "α = 6 zile".
22) Pct. 40 va avea următorul cuprins:
"40. Mijloacele financiare în mărimea alocaţiei pentru fondul de rulment incluse în tarif, vor fi utilizate de către OST doar în scopul prevăzut la punctul 39." ;
23) La pct.41 propoziţia " Mijloacele financiare în mărimea alocaţiei pentru fondul de rulment incluse în tarif, vor fi utilizate de către OST doar în scopul prevăzut la punctul 39. " se exclude.
24) Pct.43 va avea următorul cuprins:
"43. Rentabilitatea reglementată a OST (RTn), în anul de reglementare "n", se determină conform formulei:
RTn = VNAjn x Rrn (15)
unde:
VNAn – valoarea netă a investiţiilor realizate de către OST şi aprobate de Agenţie, începând cu anul "x-1" şi până la începutul anului "n".
Valoarea netă a investiţiilor se determină conform formulei:
unde:
Ik – valoarea anuală a investiţiilor aprobate de Agenţie.
AAn-1 – amortizarea, acumulată până la începutul anului "n", a mijloacelor fixe şi imobilizărilor necorporale aferente investiţiilor aprobate şi executate de întreprindere începând cu anul "x-1"."
Rectificare: Pct.1 subpct.24) în redacţie nouă conform scrisorii ANRE nr.04-04/3209 din 3 august 2023
(Monitorul Ofial nr.297+301 din 10.08.2023 pag.126)
25) Pct. 44 va avea următorul cuprins:
"44. Rata reglementată de rentabilitate a investiţiilor (Rrn) în anul "n", care se determină anual conform metodei costului mediu ponderat al capitalului (Weighted Average Cost of Capital – WACC). Astfel:
unde:
Ke – costul capitalului propriu, %, care se determină conform formulei:
unde:
rf – rata lipsită de risc a SUA, %, media anului precedent a bonurilor de trezorerie cu maturitatea de 10 ani, publicată de Trezoreria SUA (www.treasury.gov)
rt – rata de risc al ţării, %, stabilită ca valoare plafon, egală cu 6,75%. În cazul când rata de risc a Republicii Moldova publicată de DAMODARAN este mai mică decât acest nivel, se aplică cel publicat în sursa: http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/, la compartimentul: Risk Premium for Other Markets, Country Risk premium.
βd – riscul sistematic al industriei ajustate la gradul de îndatorare, care se determină conform formulei:
unde:
β − riscul sistematic al industriei (lipsit de îndatorare), care reprezintă valoarea medie corespunzătoare companiilor de utilităţi publice a SUA publicată în ianuarie 2019 în sursa: http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/ la compartimentul: Data, Levered an Unlevered Betas by Industry, Utility (General), Unlevered Betacare şi este egală cu 0,17;
– raportul capital împrumutat/capital propriu. Se va aplica raportul de 35% la 65%, stabil pentru toată perioada de aplicare a Metodologiei;
(rm–rf ) – prima de risc caracteristică pieţei, %, egală cu 4,80%, determinată în ianuarie 2019 ca media aritmetică din ultimii 30 ani în SUA (Stock-T. Bonds) şi publicată în sursa: http://pages.stern.nyu.edu/~adamodar/ la compartimentul: Data, Current data, Discount rate estimation, Historical Return on Stocks, Bonds and Bills-United States, Arithmetic Average, Risk Premium;
Kd – costul capitalului împrumutat, %. Se va determina anual ca media calculată pe baza dobânzii curente a unui împrumut eficient şi bine gestionat pe piaţa de capital naţională şi internaţională relevantă. Valoarea acestuia corespunde ratei medii la creditele acordate în valută străină în anul precedent anului calculării tarifului, publicate de Banca Naţională a Moldovei la compartimentul: Statistica monetară, Ratele medii ale dobânzilor, Rata medie la creditele acordate în valută străină/persoane juridice/peste 12 luni;
E – capitalul propriu al OST;
D – capitalul împrumutat de către OST;
– raportul capital propriu/capital total, egal cu 0,65, stabil pentru toată perioada de aplicare a Metodologiei;
– raportul capitalul împrumutat/capital total, egal cu 0,35, stabil pentru toată perioada de aplicare a Metodologiei;
t – cota impozitului pe venit, aplicată conform prevederilor Codului fiscal.
26) Pct.45 va avea următorul cuprins:
"45. Investiţiile aprobate în scopuri tarifare, nu vor include următoarele valori:
1) rezultate din reevaluarea activelor;
2) nejustificate, constatate în rezultatul controlului sau monitorizării activităţii reglementate;
3) care nu au fost reflectate la intrări în evidenţa contabilă;
4) investiţiile şi amortizarea acumulată aferente mijloacelor fixe şi imobilizărilor necorporale derecunoscute în evidenţa contabilă;
5) valorile capitalizate, pentru lucrările de restabilire a obiectelor deteriorate de terţe părţi, care urmează a fi recuperate benevol de partea terţă sau prin adresarea OST în instanţa de judecată;
6) finanţate de către terţi, inclusiv bugetele de stat şi locale, din granturi sau donaţii".
27) Pct.48 va avea următorul cuprins:
"48. Sistemul de tarife pentru serviciul de transport al gazelor naturale cuprinde tarife intrare/ieşire stabilite pentru grupul punctelor de intrare în reţelele de transport al gazelor naturale care sunt parte a sistemului unic de intrare/ieşire pentru întreg teritoriul Republicii Moldova (în continuare - zonă unică de intrare/ieşire) în care se rezervă capacitatea, şi pentru grupul punctelor de ieşire din reţelele de transport în care se rezervă capacitatea. Lista punctelor fizice de intrare/ieşire, care fac obiectul acestei Metodologii, este aprobată prin hotărârea Agenţiei, care poate fi modificată prin hotărâri ulterioare.".
28) Pct.49 va avea următorul cuprins:
"49. Venitul reglementat VTn care urmează să fie recuperat de toţi OST în anul de reglementare "n" prin tarifele reglementate pentru serviciul de transport al gazelor naturale constă în veniturile reglementate ale tuturor OST licenţiaţi care îşi desfăşoară activitatea în zona unică de intrare/ieşire stabilită din Republica Moldova:
unde:
j – numărul de OST licenţiaţi care operează în zona unică de intrare/ieşire;
VTn,j – venitul reglementat al fiecărui OST "j".
29) Pct. 50 va avea următorul cuprins:
"50. Venitul reglementat (VTn,j ) al fiecărui OST j din zona unică de intrare/ieşire pentru serviciul de transport al gazelor naturale necesar a fi realizat în anul de reglementare "n"
unde:
CRTn,j – costul total reglementat al OST necesar desfăşurării activităţii de transport al gazelor naturale în anul de reglementare "n", determinat conform formulei (1);
RTn,j – rentabilitatea care urmează a fi obţinută de OST în anul de reglementare "n" din prestarea serviciului de transport al gazelor naturale, care se determină ţinând cont de rata rentabilităţii şi valoarea netă a mijloacelor fixe şi imobilizărilor necorporale, conform prevederilor Secţiunii 6;
Ccn-1,j – componenta de corectare a venitului reglementat al OST, determinată pentru anul precedent de reglementare"
30) Pct. 51 va avea următorul cuprins:
"51. Tarifele pentru serviciul de transport al gazelor naturale se stabilesc în baza unui calcul comun pentru zona unică de intrare/ieşire OST".
31) La pct.52 după abrevierea"OST" se completează cu textul "licenţiaţi în cadrul zonei unice de intrare/ieşire".
32) La pct.54,
sbp.1)
după cuvintele "de puncte de ieşire" se completează cu textul "a zonei unice de intrare/ieşire";
formulele (20), (21) se renumerotează în (22), (23);
sbp.2),
formulele (22), (23) se renumerotează în (24), (25);
sbp.3) va avea următorul cuprins:
"3) Se determină partea din venitul total reglementat care urmează să fie recuperată, în anul de reglementare "n", de către OST j din tarifele pentru serviciul de transport al gazelor naturale bazate pe capacitate în toate punctele de intrare şi partea din venitul total reglementat care urmează să fie recuperată din tarifele pentru serviciul de transport al gazelor naturale bazate pe capacitate în toate punctele de ieşire a zonei unice de intrare/ieşire:
unde:
VTn – venitul reglementat al OST pentru serviciul de transport al gazelor naturale, necesar de a fi obţinut în anul de reglementare "n";
− partea din venitul reglementat care urmează să fie obţinută, în anul de reglementare "n", din aplicarea tarifelor pentru serviciul de transport al gazelor naturale bazate pe capacitate în toate punctele de intrare;
− partea din venitul reglementat care urmează să fie obţinută, în anul de reglementare "n", din aplicarea tarifelor pentru serviciul de transport al gazelor naturale bazate pe capacitate în toate punctele de ieşire. ";
sbp.4)
după cuvintele "grup de puncte de ieşire" se completează cu textul "a zonei unice de intrare/ieşire".
formulele (27), (28) se renumerotează în (28), (29);
sbp.5) în definiţia - preţul de referinţă într-un punct de intrare şi în difiniţia - preţul de referinţă într-un punct de ieşire se completează în final cu textul "ale zonei unice de intrare/ieşire".
formulele (29), (30) se renumerotează în (30), (31).
33) Se completează cu pct.541, 542, 543 cu următorul cuprins:
"541. Ajustările la aplicare metodei de calcul a preţului de referinţă la toate punctele de intrare şi de ieşire se efectuează prin intermediul unei egalizări prin care acelaşi preţ de referinţă este aplicat unora sau tuturor punctelor dintr-un grup omogen de puncte.
542. Egalizarea se efectuează după următoarea formulă:
unde:
Pe - tarife egalizate pentru serviciul de transport al gazelor naturale la un grup de puncte de intrare sau ieşire;
VTni − venitul reglementat care se obţine, în anul de reglementare "n", din aplicarea tarifelor bazate pe capacitate pentru serviciul de transport al gazelor naturale la un grup de puncte de intrare sau de ieşire;
Bni − suma rezervărilor de capacitate din anul de reglementare "n", din aplicarea tarifelor bazate pe capacitate pentru serviciul de transport al gazelor naturale la un grup de puncte de intrare sau de ieşire";
543. În scopul ajustării prin egalizare, punctele reţelelor de transport al gazelor naturale ale OST vor fi grupate după cum urmează:
1) grupul punctelor de intrare în reţeaua de transport al gazelor naturale din interconectarea cu reţelele de transport al gazelor din statele vecine;
2) grupul punctelor de ieşire din reţeaua de transport al gazelor naturale spre reţelele de distribuţie a gazelor naturale şi/sau instalaţiile de gaze naturale ale consumatorilor finali racordate la reţeaua de transport al gazelor naturale;
3) grupul punctelor de ieşire din reţeaua de transport al gazelor naturale spre reţelele de transport al gazelor naturale din statele vecine interconectate.".
34) Pct.57 va avea următorul cuprins:
"57. Nivelul coeficienţilor de multiplicare pentru produsele de capacitate standard trimestrială, lunară, zilnică şi/sau intra-zilnică este egal cu 1. Pe perioada valabilităţii Metodologiei, în funcţie de evoluţia tranzacţiilor de piaţă a produselor de capacitate standard trimestrială, sau produselor de capacitate standard lunară, diferiţi coeficienţii de multiplicare respectivi pot fi aplicaţi, însă nivelul acestora nu va depăşi 1,5. Valorile coeficienţilor de multiplicare aplicaţi se aprobă prin hotărâre separată adoptată în conformitate cu art.9 din Legea nr.108/2016 cu privire la gazele naturale".
35) Se completează cu pct.571, 572, 573, 574, 575, 576 cu următorul cuprins:
"571. În perioada de valabilitate a prezentei Metodologii, în funcţie de evoluţia tranzacţiilor de pe piaţă cu produse de capacitate standard zilnică şi intrazilnică, la stabilirea tarifelor pentru produsele respective se pot aplica diferiţi coeficienţi de multiplicare, dar nivelul acestora nu va depăşi 3. Valorile acestor coeficienţi de multiplicare se aprobă prin hotărâre separată adoptată în conformitate cu art.9 din Legea nr.108/2016 cu privire la gazele naturale..
572. În perioada de valabilitate a prezentei Metodologii, în funcţie de evoluţia tranzacţiilor de pe piaţă a diferitelor produse, pot fi aplicaţi factori sezonieri. În acest caz, OST (urile) vor transmite Agenţiei toate datele şi documentele solicitate. Factorii sezonieri se calculează conform pct.573-575 din prezenta Metodologie şi se aprobă prin hotărâre separată în conformitate cu articolul 9 din Legea cu privire la gazele naturale.
573. Pentru produsele de capacitate standard lunară pentru capacitate fermă, factorii sezonieri se calculează în următoarele etape succesive:
1) pentru fiecare lună dintr-un anumit an gazier, utilizarea sistemului de transport se calculează pe baza fluxurilor prognozate sau a capacităţii contractate prognozate folosind:
a) datele pentru un anumit punct de interconectare de intrare/ieşire, unde se calculează factorii sezonieri pentru fiecare punct de interconectare;
b) datele medii privind fluxurile prognozate sau capacitatea contractată prognozată, unde se calculează factorii sezonieri pentru unele sau toate punctele de interconectare.
2) se însumează valorile rezultate prevăzute la sbp.1);
3) rata de utilizare se calculează împărţind fiecare dintre valorile rezultate menţionate la sbp.1 la valoarea rezultată menţionată la sbp.2);
4) fiecare dintre valorile rezultate menţionate la sbp. 3) se înmulţeşte cu 12. În cazul în care valorile rezultate sunt egale cu 0, aceste valori se ajustează la valoarea minimă dintre 0,1 şi cea mai mică dintre valorile rezultate la sbp.3);
5) nivelul iniţial al factorilor sezonieri se calculează prin ridicarea fiecăreia dintre valorile rezultate menţionate la sbp.4) la aceeaşi putere care este mai mare ca "0" şi mai mică ca "2";
6) se calculează media aritmetică a produselor valorilor rezultate prevăzute la sbp.5) şi coeficientul de multiplicare pentru produsele de capacitate standard lunară;
7) valoarea rezultată menţionată la sbp.6) se compară cu intervalul de coeficienţi de multiplicare pe termen scurt, după cum urmează:
a) în cazul în care această valoare se încadrează în acest interval, atunci nivelul factorilor sezonieri va fi egal cu valorile respective rezultate prevăzute la sbp.5).;
b) dacă această valoare se încadrează în afara acestui interval, atunci se aplică subp.8).
8) nivelul factorilor sezonieri se calculează ca produs dintre valorile respective rezultate menţionate la sbp. 5) şi factorul de corecţie calculat după cum urmează:
a) în cazul în care valoarea rezultată menţionată la sbp.6) este mai mare de 1,5, factorul de corecţie se calculează ca fiind 1,5 împărţit la această valoare;
b) în cazul în care valoarea rezultată menţionată la sbp.6) este mai mică de 1, factorul de corecţie se calculează ca fiind 1 împărţit la această valoare.
574. Pentru produsele de capacitate standard zilnică pentru capacitate fermă şi produsele de capacitate standard în termen de zi pentru capacitate fermă, factorii sezonieri se calculează prin efectuarea paşilor specificaţi la pct.573, sbp.6)- 8) mutatis mutandis.
575. Pentru produsele de capacitate standard trimestrială pentru capacitatea fermă, factorii sezonieri se calculează în etape succesive, după cum urmează:
1) nivelul iniţial al factorilor sezonieri se calculează după cum urmează:
a) egal cu media aritmetică a factorilor sezonieri aplicabili pentru cele trei luni relevante;
b) nu mai puţin decât cel mai scăzut şi nu mai mult decât cel mai înalt nivel al factorilor sezonieri respectivi aplicabili pentru cele trei luni relevante.
2) paşii prevăzuţi la pct.573 sbp.6)-8) se efectuează, folosind valorile rezultate prevăzute la sbp.1) mutatis mutandis.
576. Coeficienţii de înmulţire pe termen scurt la care se face referire la pct.571 şi factorii sezonieri la care se face referire la pct.572 se stabilesc astfel încât să stimuleze utilizatorii de sistem pentru utilizarea eficientă a sistemului de transport, oferindu-le în acelaşi timp flexibilitate.
36) Pct.58
la sbp.1) formula (31) se renumerotează în formula (33);
se completează cu sbp 11) cu următorul cuprins:
"11) Dacă se aplică factori sezonieri, atunci coeficientul de multiplicare (CM) se calculează în felul următor:
CM = S × M (34)
unde:
S – nivelul factorului sezonier pentru perioada în cauză;
M – nivelul coeficientului de multiplicare pe termen scurt pentru perioada în cauză".
37) la sbp.2), formula (32) se renumerotează în formula (35). Se completează cu pct.581, 582, 583, 584, 585 cu următorul cuprins:
"581. Preţurile de rezervă pentru produsele de capacitate standard pentru capacitatea întreruptibilă se calculează prin aplicarea uneia dintre următoarele două metode:
1) abordarea ex-ante, prin utilizarea unei reduceri ex-ante;
2) abordarea ex-post, printr-o reducere ex-post.
582. Conform metodei ex-ante, preţurile de rezervă pentru produsele de capacitate standard pentru capacitatea întreruptibilă se calculează prin înmulţirea preţurilor de rezervă pentru produsele de capacitate standard pentru capacitatea fermă, după caz, cu diferenţa dintre 100 % şi nivelul de o reducere ex-ante (Diex-ante), determinată în conformitate cu prevederile de la pct.583-584.
583. Reducerea ex ante se calculează în conformitate cu următoarea formulă:
Diex-ante = Pro x A x 100% (36)
unde:
Diex-ante – este nivelul reducerii ex-ante;
Pro – este probabilitatea de întrerupere;
A – este factorul de ajustare, aplicat pentru a reflecta valoarea economică estimată a tipului de produs de capacitate standard pentru capacitatea întreruptibilă, calculat pentru fiecare, unele sau toate punctele de interconectare, care nu trebuie să fie mai mică de 1.
Factorul (Pro) este stabilit la o valoare de 10%, în conformitate cu practica internaţională pentru cazurile în care valorile istorice pentru întrerupere fie nu sunt disponibile, fie nu sunt relevante pentru viitor.
Factorul (A) este setat la o valoare de 2.
584. Alternativ, la cererea OST sau din oficiu, atunci când sunt disponibile suficiente date de piaţă, pot fi aplicate valori diferite pentru factorii (Pro) şi (A), ţinând cont de evoluţia tranzacţiilor de pe piaţă. Valorile aplicate se stabilesc astfel încât să stimuleze utilizatorii de sistem pentru utilizarea eficientă a reţelei de transport a gazelor naturale.
585. Atunci când se aplică abordarea ex-post, utilizatorii de sistem sunt compensaţi după întreruperile reale suferite. O astfel de reducere ex-post poate fi utilizată numai în punctele de interconectare în care nu a existat nicio întrerupere a capacităţii din cauza congestiei fizice în anul gazier precedent. Compensaţia ex post plătită pentru fiecare zi în care a avut loc o întrerupere este egală cu de trei ori preţul de rezervă pentru produsele de capacitate standard zilnică pentru capacitate fermă:
Cex-post = 3 x Rd (37)
unde:
Cex-post – compensaţie ex-post plătită pentru fiecare zi în care a avut loc o întrerupere;
Rd – produse de capacitate standard zilnică pentru capacitatea fermă."
38) Se completează cu secţiunea 71, pct.586, 587 , 588 , 589 , 5810 , 5811 cu următorul cuprins:
"Secţiunea 71
Mecanismul de compensare între operatorii sistemelor de transport
"586. Pentru asigurarea aplicării corespunzătoare a aceleiaşi metode de calculare a preţului de referinţă în comun, se va institui un mecanism eficient de compensare între OST (mecanism de compensare între-OST).
587. În cadrul mecanismului de compensare între OST, un OST licenţiat este obligat să plătească altor OST licenţiaţi compensaţia aprobată de Agenţie. ";
588. Valorile plăţilor compensatorii trimestriale între OST se determină pe baza următoarei formule:
unde
CTSO1,2 – suma care trebuie plătită ca compensare către OST (sau de către OST dacă este negativ);
VTTSO1,2 – venitul reglementat al OST dat de obţinut,
RTSO1, RTSO2 – venitul real al OST dat.
Veniturile reale (RTSO1, RTSO2 ), obţinute de fiecare OST în perioada dată pentru care se referă plata compensaţiei (trimestru) se calculează pe baza următoarei formule:
unde, pentru fiecare punct rezervabil i,
Pyi – tariful produsului anual (pentru perioada, inclusiv trimestrul dat);
Byi – rezervarea produsului anual (pentru perioada, inclusiv trimestrul dat);
Pqi – preţul de rezervă pentru produsele de capacitate trimestrială (pentru trimestrul dat);
Bqi – rezervarea produsului trimestrial (pentru trimestrul dat);
Pmi – preţul de rezervă pentru produsele de capacitate lunară (pentru trimestrul dat);
Bmi – rezervarea produsului lunar (pentru trimestrul dat);
Pdi – preţul de rezervă pentru produsele de capacitate zilnică (pentru trimestrul dat);
Bdi – rezervarea produsului zilnic (pentru trimestrul dat);
P iwd – preţul de rezervă pentru produsele de capacitate intra-zilnică (pentru trimestrul dat);
B iwd – rezervarea produsului intra-zilnic (pentru trimestrul dat).
589. Până la data de 30 ianuarie, aprilie, iulie şi octombrie, OST licenţiaţi, care operează în zona unică de intrare/ieşire, vor transmite Agenţiei datele necesare calculării compensaţiilor supuse mecanismului de compensare între-OST. Valorile compensaţiilor trimestriale între-OST sunt aprobate de Agenţie.
5810. Până la data de 30 ianuarie, aprilie, iulie şi octombrie al fiecărui an, OST licenţiaţi întocmesc şi prezintă Agenţiei un raport trimestrial privind îndeplinirea obligaţiilor ce le revin în cadrul mecanismului de compensare între-OST. Rapoartele trimestriale indică, printre altele:
1) Informaţii privind cuantumul compensaţiilor plătite, cu indicarea momentului la care au fost efectuate aceste plăţi;
2) Informaţii privind plata parţială şi/sau întârzierea plăţii şi/sau orice plăţi datorate compensaţiilor între-OST, inclusiv existenţa datoriilor curente cauzate de plăţile parţiale sau neplăţile compensaţiilor între-OST.
3) Acţiunile întreprinse de OST pentru a încasa compensaţiile cuvenite.
5811. OST licenţiat care nu primeşte compensaţia aprobată de Agenţie în termenul stabilit şi în cuantumul stabilit poate depune o cerere la Agenţie cu privire la acest fapt în conformitate cu articolele 992 şi 109 din Legea nr.108/2016 cu privire la gazele naturale. La depunerea unei astfel de cereri, OST-ul respectiv va furniza informaţii detaliate şi documente justificative despre stadiul achitării compensaţiilor datorate, existenţa datoriilor curente acumulate ca urmare a achitării parţiale sau neachitării compensaţiilor între - OST, acţiunile întreprinse de respectivul OST pentru colectarea compensaţiilor datorate.".
39) La pct.60 textul "doar după aprobarea costurilor de baza" se exclude.
40) La pct.67 textul "semestrial sau, după caz, mai frecvent" se exclude.
41) La pct.68 textul "de lucrări extraordinare, provocate drept urmare a" se substituie cu textul " lucrărilor extraordinare, urmare a lichidării".
42) Se completează cu Anexa care va avea următorul cuprins:
|
Anexa la Metodologia de calculare, aprobare şi aplicare a tarifelor reglementate pentru serviciul de transport a gazelor naturale aprobată prin Hotărârea Consiliului de administraţie al ANRE nr.535/2019 Modul de determinare al consumului tehnologic şi al pierderilor normative de gaze naturale în reţelele de transport 1. Modul de determinare al consumului tehnologic şi al pierderilor normative de gaze naturale în reţelele de transport este elaborat în conformitate cu legislaţia în vigoare şi are ca scop stabilirea nivelului consumului tehnologic şi al pierderilor de gaze naturale în reţelele de transport pe perioada valabilităţii Metodologiei tarifare, implementarea mecanismelor de stimulare a eficienţei, reieşind din obiectivele stabilite şi din volumele gazelor naturale transportate prin reţelele de transport a gazelor naturale. 2. Consumul tehnologic şi pierderile normative de gaze naturale în reţelele de transport (CTPn ) planificate pentru anul "n", în mii m3, reprezintă produsul volumelor de gaze naturale planificate pentru transportare (Vt ) prin reţelele de transport în anul "n" şi a nivelului procentual al pierderilor normative (Npn ) şi se calculează conform formulei (1): CTPn = (Vt x Npn) /100 % (1) unde: Vt – volumele de gaze naturale planificate pentru transportare prin reţelele de transport în anul "n", cu excepţia volumelor de gaze naturale de la prestarea serviciilor de transport al gazelor naturale de tip backhaul , mii m3; Npn – nivelul procentual al pierderilor normative, va fi determinat pentru fiecare an din perioada de valabilitate a Metodologiei conform formulei (2): unde: CTPf – consumul tehnologic şi pierderile de gaze naturale de facto înregistrate în reţelele de transport al gazelor naturale începând cu anul "n-5" până în anul "n-1", mii m3; Vtf – volumele de gaze naturale transportate de facto prin reţelele de transport începând cu anul "n-5" până în anul "n-1", cu excepţia volumelor de gaze naturale de la prestarea serviciilor de transport al gazelor naturale de tip backhaul, mii m3. 3. La actualizarea anuală a tarifelor consumul tehnologic şi pierderile normative de gaze naturale în reţelele de transport (CTPn) se determină conform formulei (1), în mii m3, unde (Vt) sunt volumele gazelor naturale transportate de facto prin reţelele de transport în anul "n", cu excepţia volumelor de gaze naturale de la prestarea serviciilor de transport al gazelor naturale de tip backhaul. 4. În cazul în care consumul tehnologic şi pierderile de gaze naturale de facto (CTPf) înregistrate de OST în anul "n" sunt mai mari decât consumul tehnologic şi pierderile normative de gaze naturale în reţelele de transport (CTPn) determinate la pct.2, iar motivele acestei majorări vor fi realizarea pe parcursul anului "n" a lucrărilor de reparaţie a reţelelor de transport al gazelor naturale, la volumele (CTPn) se vor cumula consumul sumar de gaze naturale pentru procesul de purjare a segmentului/lor reţelei de transport (Qpr), calculat la regimul respectiv de transport al gazelor naturale, după cum urmează: 4.1. Consumul de gaze naturale pentru golirea segmentului reţelei de transport se determină cu formula: Q1 = 0,995 x V x (Pi / Zi - Pf / Zf) (3) în care: V – volumul geometric al segmentului reţelei de transport deconectat, în m3; Pi – presiunea iniţială medie absolută a gazelor, kg / cm2; Pf – presiunea finală medie absolută a gazelor, kg / cm2; Zi şi Zf – coeficienţii corespunzători de compresibilitate, conform formulei GERC-91MOD, care variază în funcţie de Pm, Tm şi compoziţia chimică a gazelor naturale. Zi şi Zf pot fi utilizaţi de OST din baza de date a calculatoarelor de debit de la cele mai apropiate punctele de măsurare a gazelor naturale în scopuri comerciale amplasate pe reţelele de transport; 0,995 – coeficient empiric, cm2 / kg. 4.2. Consumul de gaze naturale utilizat nemijlocit pentru purjare însumează debitul de gaze naturale în regim subcritic (Q2SCR) şi regim critic de scurgere (Q2CR) care se determină cu formula: în care: Q2SCR – consumul de gaze naturale la purjarea în regim subcritic de scurgere se va determina conform formulei: în care: F – suprafaţa transversală a ţevii prin intermediul căreia se realizează purjarea, în m2; P – presiunea gazelor naturale în secţiunea transversală a ţevii prin care se realizează purjarea, în kg / cm2; TSCR – durata purjării în regim subcritic de scurgere, s; 110 – coeficient empiric, m x cm2 / kg x s. Q2CR – consumul de gaze naturale la purjare în regim critic de scurgere se determină conform formulei: în care: TCR – durata purjării la scurgere în regim critic, în s; 296 – coeficient empiric, m x cm2 / kg x s. 4.3. Consumul de gaze naturale pentru evacuarea aerului din segmentului reţelei de transport purjat se va determina conform formulei: în care: Pm – presiunea medie a gazelor naturale în segmentul reţelei de transport după evacuarea aerului, în kg / cm2; Patm – presiunea atmosferică, în kg / cm2; 0,995 – coeficient empiric, cm2 / kg. Consumul sumar de gaze naturale pentru procesul de purjare a segmentului reţelei de transport este se determină conform formulei: 5. Calculele consumului tehnologic şi al pierderilor normative de gaze naturale în reţelele de transport vor fi prezentate de OST anual Agenţiei odată cu raportul de activitate al OST pentru anul respectiv şi însoţite de documente, acte şi scheme tehnologice ale reţelelor de transport necesare pentru calculele consumului sumar de gaze naturale pentru procesul de purjare a segmentului/lor reţelei de transport la regimul de transport al gazelor naturale. În cazul în care consumul tehnologic şi pierderile de gaze naturale de facto (CTPf ), înregistrate de OST în anul "n", sunt mai mici decât consumul tehnologic şi pierderile normative de gaze naturale în reţelele de transport (CTPn ) determinate la pct.2, la actualizarea anuală a tarifelor se va accepta (CTPf ). |
2. Se aprobă motivarea elementelor prevăzute la pct.394 din Codul Reţelelor de gaze naturale, aprobat prin Hotărârea Consiliului de administraţie al Agenţiei Naţionale pentru Reglementare în Energetică nr.420/2019 (se anexează).
3. Metodologia normării consumurilor tehnologice şi pierderilor tehnice la transportarea gazelor naturale prin conductele magistrale ale Republicii Moldova aprobată prin Hotărârea Consiliului de administraţie al Agenţiei Naţionale pentru Reglementare în Energetică nr.24/2000 (Monitorul Oficial al Republicii Moldova, 2000, nr.98, art.290) se abrogă.
4. Controlul asupra executării prezentei hotărâri se pune în sarcina subdiviziunilor Agenţiei Naţionale pentru Reglementare în Energetică.
5. Prezenta Hotărâre intră în vigoare la data publicării în Monitorul Oficial al Republicii Moldova.
| DIRECTOR GENERAL | Veaceslav UNTILA |
| DIRECTORI | Eugen CARPOV |
| Violina ŞPAC | |
| Nr.382. Chişinău, 27 iunie 2023. | |
Aprobat
prin Hotărârea Consiliului
de administraţie al ANRE
nr.382 din 27 iunie 2023
Motivarea elementelor prevăzute la pct.394 din Codul Reţelelor
de gaze naturale aprobat prin Hotărârea ANRE nr.420/2019
Sistemul de transport al gazelor naturale din Republica Moldova este operat de 2 titulari de licenţe - operatori ai sistemului de transport al gazelor naturale (OST) SRL "Moldovatransgaz" şi SRL "Vestmoldtransgaz" care operează împreună circa 1682,52 km de reţea de transport (1559,78 km – SRL "Moldovatransgaz" şi 122,736 km - SRL "Vestmoldtransgaz").
În conformitate cu Art.VI. alin.(7) din Legea nr.249/2022 cu privire la modificarea unor acte normative: "Din motive de interes public major, precum asigurarea unui mecanism eficient de compensare între operatorii sistemelor de transport (OST), pentru a evita efectele negative asupra veniturilor din prestarea serviciului de transport al gazelor naturale de către operatorii sistemelor de transport implicaţi, pentru a asigura recuperarea veniturilor reglementate ale fiecărui OST, pentru a încuraja utilizarea activelor care contribuie la securitatea aprovizionării cu gaze naturale, Agenţia Naţională pentru Reglementare în Energetică (ANRE) implementează principiile şi metoda de determinare a tarifelor armonizate pentru serviciul de transport al gazelor naturale, stabilite la art.991 şi 992 din Legea nr.108/2016 cu privire la gazele naturale, precum şi reconcilierea veniturilor în cadrul mecanismului de compensare între OST, prevăzut la art.992 din Legea nr.108/2016.
În acest sens, Agenţia aprobă şi pune în aplicare toate metodologiile şi actele normative de reglementare stabilite conform art.991 şi 992 din Legea nr.108/2016, pentru asigura recuperarea costurilor de investiţii aferente conductei de transport al gazelor naturale Iaşi–Ungheni–Chişinău, ale căror costuri nu sunt încă amortizate la data intrării în vigoare a legii."
La fel, conform titlului V din Codului reţelelor de gaze naturale aprobat prin Hotărârea ANRE nr.420/2019, în ţările în care sunt activi doi sau mai mulţi OST se aplică un mecanism de determinare a tarifelor armonizate pentru serviciul de transport al gazelor naturale care permite reconcilierea veniturilor între OST.
1) Descrierea metodei propuse de calculare a preţurilor de referinţă
Metoda de calculare a preţurilor de referinţă (Metoda RPM) este parte componentă a Metodologiei de aprobare şi aplicare a tarifelor pentru serviciul de transport al gazelor naturale aprobată prin Hotărârea ANRE nr.535/2019, în vigoare din 14.03.2020 care stabileşte modul de determinare a tarifelor de intrare/ieşire pentru serviciul de transport al gazelor naturale, mecanismele şi metoda de stabilire a ratelor de alocare a costurilor în raport cu punctele de intrare/ieşire, modul de determinare a preţurilor de referinţă, inclusiv principiile stabilite la art.99 - 991 din Legea nr.108/2016.
La determinarea tarifelor armonizate de intrare/ieşire se aplică aceeaşi metodă de stabilire a preţurilor de referinţă în comun pentru toţi OST titulari de licenţă pentru transportul gazelor naturale care exploatează reţelele de transport al gazelor naturale în cadrul sistemului unic de intrare/ieşire.
În conformitate cu prevederile Codului reţelelor de gaze naturale aprobat prin Hotărârea ANRE nr.420/2019 (TAR), în anul 2019, la aprobarea Metodologiei de aprobare şi aplicare a tarifelor pentru serviciul de transport al gazelor naturale, Agenţia a aplicat metoda de stabilire a preţului de referinţă în funcţie de distanţa medie ponderată bazată pe capacitate. Factorii de cost în cazul metodei de stabilire a preţului de referinţă în funcţie de distanţa medie ponderată bazată pe capacitate sunt: capacitatea şi distanţa.
Repartizarea venitului generat de tarifele pentru serviciul de transport bazate pe capacitate în toate punctele de intrare şi venitul generat de tarifele bazate pe capacitate în toate punctele de ieşire s-a stabilit 50/50, în conformitate cu pct.338 din Codul reţelelor de gaze naturale. Separarea 50/50 este motivată de rata de utilizare a punctelor de intrare şi pentru a asigura un grad mai înalt de competitivitate, favorizarea accesului la reţea.
În cazul produselor de capacitate standard anuală pentru capacitate fermă, preţurile de referinţă reprezintă tarifele pentru serviciul de transport al gazelor naturale. În cazul produselor de capacitate standard non-anuală pentru capacitate fermă şi produselor de capacitate standard atât anuală, cât şi non-anuală pentru capacitate întreruptibilă, în conformitate cu prevederile Metodologiei, se calculează preţurile de rezervă, prin aplicarea coeficienţilor de multiplicare la preţurile de referinţă.
În conformitate cu art.991 alin.(8) din Legea nr.108/2016, la aplicarea metodei de stabilire a preţurilor de referinţă la punctele de intrare şi de ieşire, Agenţia este în drept să utilizeze una sau mai multe metode de ajustare la punctele de intrare şi de ieşire (evaluarea comparativă, egalizarea, redimensionarea).
Potrivit proiectului Metodologiei, ajustările la aplicare metodei de calcul a preţului de referinţă la toate punctele de intrare şi de ieşire se efectuează prin intermediul unei egalizări prin care acelaşi preţ de referinţă este aplicat unora sau tuturor punctelor dintr-un grup omogen de puncte
Potrivit Metodologiei, în scopul ajustării prin egalizare, punctele reţelelor de transport al gazelor naturale ale OST pot fi grupate după cum urmează:
1. Grupul punctelor de intrare în reţeaua de transport al gazelor naturale din interconectarea cu reţelele de transport al gazelor din statele vecine
2. Grupul punctelor de ieşire din reţeaua de transport al gazelor naturale spre reţelele de distribuţie a gazelor naturale şi/sau instalaţiile de gaze naturale ale consumatorilor finali racordate la reţeaua de transport al gazelor
3. Grupul punctelor de ieşire din reţeaua de transport al gazelor naturale spre reţelele de transport al gazelor din statele vecine interconectate
Justificarea parametrilor utilizaţi ce ţin de caracteristicile tehnice ale sistemului. Informaţii privind valorile acestor parametri şi ipotezele aplicate
Metodologia integrează capacitatea şi distanţa ca factori de cost care sunt deja aplicaţi la calcularea tarifelor în vigoare.
1) Capacitatea – capacitatea estimată a fi rezervată (contractată), într-un an calendaristic, determinată ca medie ponderată a capacităţii contractate prognozate.
2) Distanţa – avînd în vedere particularităţile sistemului de transport din Republica Moldova, distanţa se calculează după următoarele criterii:
1) distanţa medie ponderată se calculează pentru fiecare punct de intrare sau fiecare grup de puncte de intrare şi fiecare punct de ieşire sau fiecare grup de puncte de ieşire, a zonei de intrare/ieşire luând în considerare, după caz, combinaţiile stabilite.
a) distanţa medie ponderată pentru un punct de intrare sau un grup de puncte de intrare, în anul de reglementare "n" DMni reprezintă suma produselor dintre capacitatea în fiecare punct de ieşire sau grup de puncte de ieşire şi distanţa dintre punctul de intrare sau grupul de puncte de intrare respectiv şi fiecare punct de ieşire sau grup de puncte de ieşire, raportată la suma capacităţilor în fiecare punct de ieşire sau grup de puncte de ieşire.
b) distanţa medie ponderată pentru un punct de ieşire sau un grup de puncte de ieşire, în anul de reglementare "n" reprezintă suma produselor dintre capacitatea în fiecare punct de intrare sau grup de puncte de intrare şi distanţa dintre fiecare punct de intrare sau grup de puncte de intrare şi respectivul punct de ieşire sau grup de puncte de ieşire raportată la suma capacităţilor în fiecare punct de intrare sau grup de puncte de intrare.
Informaţia privind capacitatea tehnică a reţelelor de transport (m3/24h) este stabilită în:
- Lista punctelor de intrare/ ieşire a reţelei de transport a gazelor naturale a SRL "Moldovatransgaz" aprobată prin Hotărârea ANRE nr.262/2020;
- Lista punctelor de intrare/ ieşire a reţelei de transport a gazelor naturale a SRL "Vestmoldtransgaz" aprobată prin Hotărârea ANRE nr.223/2021.
|
Tabelul nr.1 Punctele de intrare/ieşire ale reţelei SRL "Moldovatransgaz" în/din reţelele adiacente de transport al gazelor naturale din ţările vecine, capacitatea tehnică, m3 /24 ore |
||||
| Denumirea punctelor |
Tipul | Capacitatea tehnică, m3/24h |
||
| SMG Grebeniki1) | ATI | SMG Grebeniki spre SMG Căuşeni | intrare | 30,000,000 |
| SMG Cauşeni1) | ATI | SMG Cauşeni spre SMG Isaccea-Orlovca | ieşire | 30,000,000 |
| Punctul virtual (ATI) | ieşire | 347,958 | ||
| SMG Grebeniki1) | RI, ŞDKRI | SMG Grebeniki spre SMG Cauşeni | intrare | 6,000,000 |
| SMG Cauşeni1) | RI, ŞDKRI | SMG Cauşeni spre SMG Isaccea-Orlovca | ieşire | 6,000,000 |
| Punctul virtual (RI /ŞDKRI | ieşire | 1,382,976 | ||
| Punctul virtual (RI /ŞDKRI) | intrare | 5,868,000 | ||
| PMG Limanskoe1) | Tiraspol - Odessa - 3 | SMG Grebeniki spre PMG Limanskoe | ieşire | 0 |
| PMG Limanskoe1) | Tiraspol -Odessa-3 | PMG Limanskoe spre SMG Grebeniki | intrare | 0 |
| SMG Ananiev1) | ACB | SMG Ananiev spre SMG Alexeevka, SP Briceni şi SP Moghilev-Podoliskii | intrare | 7,900,000 |
| SMG Alexeevka1) | ACB | SMG Ananiev spre SMG Alexeevka, SP Briceni şi SP Moghilev-Podoliskii | ieşire | 12,000,000 |
| SMG Alexeevka1) | ACB | SMG Alexeevca spre SMG Ananiev, SP Briceni şi SP Moghilev-Podoliskii | intrare | 7,900,000 |
| SMG Ananiev1) | ACB | SMG Alexeevca spre SMG Ananiev, SP Briceni şi SP Moghilev-Podoliskii | ieşire | 14,000 |
| SMG Cauşeni1) | ATI | SMG Isaccea-Orlovca spre SMG Cauşeni | intrare | 0 |
| Punctul virtual ATI | ieşire | 347,958 | ||
| SMG Cauşeni1) | RI, ŞDKRI | SMG Isaccea-Orlovca spre SMG Căuşeni | intrare | 12,000,000 |
| Punctul virtual RI /ŞDKRI | ieşire | 1,382,976 | ||
| Punctul virtual (RI /ŞDKRI) | intrare | 5,868,000 | ||
| SMG Grebeniki1) | RI ŞDKRI | SMG Cauşeni spre SMG Grebeniki | ieşire | 3,960,000 |
| SMG Grebeniki1) | ATI | SMG Cauşeni spre SMG Grebeniki | ieşire | 0 |
|
Tabelul nr.2 Punctele de intrare/ieşire ale reţelei SRL "Vestmoldtransgaz în/din reţelele adiacente de transport al gazelor naturale din ţările vecine, capacitatea tehnică, m3 /24 ore |
|||
| Nr. | Denumirea punctelor | Tipul | Capacitatea tehnică, m3/24h |
|
I. Puncte de interconectare de intrare/ieşire din/în reţelele adiacente de transport al gazelor naturale din ţările vecine |
|||
| 1. | SMG Ungheni (RO- RM) | intrare | 1421400 |
| 2 | SMG Ungheni (RM-RO) | ieşire | 189520 |
|
II. Puncte de intrare/ieşire din/în alte reţele de transport al gazelor naturale |
|||
| 3. | PMG Todireşti | intrare | 665600* |
| 4. | PMG Tohatin | intrare | 1160000* |
|
III. Puncte de ieşire în reţelele de distribuţie a gazelor naturale |
|||
| 5. | SP Tohatin (linia oraş) | ieşire | 360000 |
| 6. | SP Tohatin (linia CET) | ieşire | 288000 |
| 7. | SP Ghidighici | ieşire | 360000 |
|
IV. Puncte virtuale de intrare/ieşire din/în alte reţele de transport al gazelor naturale |
|||
|
8. |
PV VMTG 001 | intrare | 1825600 |
| PMG Todireşti | 665600* | ||
| PMG Tohatin | 1160000* | ||
|
V. Puncte virtuale de ieşire în reţelele de distribuţie a gazelor naturale |
|||
|
9. |
PV VMTG 002 | ieşire | 1008000 |
| SP Tohatin (linia oraş) | 360000 | ||
| SP Tohatin (linia CET) | 288000 | ||
| SP Ghidighici | 360000 | ||
Capacitatea contractată estimată în punctele de intrare şi de ieşire şi altă informaţie relevantă.
Capacitatea tehnică şi contractată la punctele de intrare şi de ieşire
ce aparţin SRL "Moldovatransgaz", februarie 2023.
Totodată, se estimează că 306,1 mil. m3 de gaze naturale vor fi transportate prin punctul de interconectare Alexeevca, dintre care 226,1 mil. m3 în scopul livrării utilizatorilor din interiorul sistemului, iar 435,2 mil. m3 de gaze naturale vor fi transportate prin punctul de interconectare Grebeniki, dintre care 193,5 mil. m3 în scopul livrării utilizatorilor din exteriorul sistemului de transport şi 241,7 mil. m3 în scopul livrării utilizatorilor din interiorul sistemului.
Capacitatea tehnică şi contractată la punctele de intrare
şi de ieşire ce aparţin SRL "Vestmoldtransgaz".
Se estimează că vor fi transportate 1769,3 mil. m3 de gaze naturale dintre care 1027,9 milioane m3 intrate prin punctul de interconectare Ungheni, dintre care 410,2 mil. m3 în scopul livrării utilizatorilor din exteriorul sistemului de transport şi 617,7 mil. m3 în scopul livrării utilizatorilor din interiorul sistemului.
Structura detaliată a reţelei. Informaţie adiţională privind capacitatea tehnică. Lungimea reţelelor, diametrul, nivelul presiunii
În conformitate cu Legea nr.108/2016 cu privire la gazele naturale, reţelele de transport al gazelor naturale includ conductele de gaze naturale de presiune mai mare de 1,2 MPa, cu staţii de comprimare, de predare şi de măsurare şi cu alte instalaţii, care servesc la transportul gazelor naturale, cu excepţia reţelelor de gazoducte în amonte.
|
Tabel Reţelele de transport al gazelor naturale aflate în exploatare, la 01 ianuarie 2023 |
|||
| OST | Reţele de transport, km | Magistrale, km | Branşamente, km |
| SRL "Moldovatransgaz" | 1559,78 | 656,307 | 903,478 |
| SRL "Vestmoldtransgaz" | 122,736 | 120,00 | 2,728 |
| Total: | 1682,52 | 776,307 | 906,206 |
Sistemul de transport al gazelor naturale a SRL "Moldovatransgaz" include 1559.78 km reţele;
95 de staţii de predare, dintre care 80 de staţii de predare situate în partea dreaptă a Nistrului şi 15 staţii de predare – în stânga Nistrului;
5 staţii de comprimare, dintre care 3 situate pe malul drept al Nistrului;
2 staţii de măsurare – staţia de măsurare gaze Căuşeni, cu o capacitate de 80 mil.m3/zi, şi Staţia de măsurare gaze Ungheni, cu o capacitate de 3,75 mil.m3/zi.
Reţeaua de conducte de gaze naturale a SRL "Vestmoldtransgaz" include:
1. Reţea de transport al gazelor naturale DN 600, cu capacitatea totală 1,5 mld. m3/an (presiunea de proiect 5,5 MPa) cu o lungime de 122,736 km (Ungheni-Chişinău) cu capacitatea totală asigură racordarea la reţeaua altor OST şi la reţeaua de gaze din România. Este construit pentru a livra gaze consumatorilor din Republica Moldova.
2. Staţia Măsurare Gaze (SMG) Ungheni;
3. Punct de Măsurare Gaze (PMG) Todireşti la punctul fizic de interconectare cu reţeaua de transport al gazelor naturale a SRL "Moldovatransgaz";
4. Staţia de Predare (SP) Ghidighici cu presiunea de ieşire 3 bar;
5. Staţia de Predare (SP) Tohatin (linia 1 distribuţie or. Chişinău) cu presiunea de ieşire 3 bar;
6. Staţia de Predare (SP) Tohatin (linia 2 distribuţie CET) cu presiunea de ieşire 3 bar;
7. Staţia de Predare (SP) Semeni cu presiunea de ieşire 3 bar;
8. Punct de Măsurare Gaze (PMG) Tohatin (bidirecţional) la punctul fizic de interconectare cu reţeaua de transport al gazelor naturale a SRL "Moldovatransgaz".
Preţurile de referinţă orientative care fac obiectul consultării
Următoarele preţuri indicative bazate pe capacitate rezultă din aplicarea Metodei RPM cu parametrii şi valorile de intrare descrise mai sus.
Tarifele armonizate
pentru serviciul de transport al gazelor naturale de tipul "intrare/ieşire"
Componentele, rezultatele pentru evaluarea alocării costurilor
Raportul dintre utilizarea reţelei în interiorul sistemului şi utilizarea reţelei între sisteme, adică repartizarea dintre venitul generat din utilizarea reţelei în interiorul sistemului, atât în punctele de intrare, cât şi în punctele de ieşire, şi venitul generat din utilizarea reţelei între sisteme, atât în punctele de intrare, cât şi în punctele de ieşire, au fost calculate în conformitate cu pct.327-332 din Codul reţelelor de gaze naturale.
Rezultatele evaluării alocării costurilor
Evaluarea alocării costurilor, se realizează după cum urmează:
1) venitul bazat pe capacitate, aferent serviciilor de transport care trebuie obţinut din utilizarea reţelei în interiorul sistemului, atât în toate punctele de intrare, cât şi în toate punctele de ieşire, se împarte la valoarea factorilor de cost relevanţi privind capacitatea pentru utilizarea reţelei în interiorul sistemului, pentru a calcula rata capacităţii în interiorul sistemului , care este definită ca unitate monetară per unitate de măsură, de exemplu în MDL sau EURO per MWh/zi, în conformitate cu următoarea formulă:
unde:
– reprezintă venitul, în MDL sau EURO, care se obţine din tarifele pentru capacitate şi se facturează pentru utilizarea reţelei în interiorul sistemului;
– reprezintă valoarea factorilor de cost ce ţin de capacitate pentru utilizarea reţelei în interiorul sistemului, de exemplu suma capacităţilor zilnice medii prognozate, contractate în fiecare punct sau grup de puncte de intrare din interiorul sistemului şi în fiecare punct sau grup de puncte de ieşire din interiorul sistemului, şi este definită printr-o unitate de măsură, de exemplu MWh/zi.
2) venitul bazat pe capacitate aferent serviciilor de transport care trebuie obţinut din utilizarea reţelei între sisteme, atât în toate punctele de intrare, cât şi în toate punctele de ieşire, se împarte la valoarea factorilor de cost privind capacitatea pentru utilizarea reţelei între sisteme, pentru a calcula rata capacităţii între sisteme, în MDL sau EURO per MWh/zi, în conformitate cu următoarea formulă:
unde:
– reprezintă venitul în MDL sau EURO care se obţine din tarifele bazate pe capacitate şi se facturează pentru utilizarea reţelei între sisteme;
– reprezintă valoarea factorilor de cost ce ţin de capacitate pentru utilizarea reţelei în interiorul sistemelor, de exemplu suma capacităţilor zilnice medii prognozate, contractate în fiecare punct sau grup de puncte de intrare şi de ieşire între sisteme, şi este definită printr-o unitate de măsură, de exemplu MWh/zi;
3) indicele de comparaţie a alocării costurilor aferente capacităţii dintre ratele menţionate la subpunctul 1 şi 2, definit în procente, se calculează în conformitate cu următoarea formulă:
1. Venitul din prestarea serviciului de transport al gazelor naturale care trebuie obţinut din utilizarea reţelei în interiorul sistemului în punctele de intrare menţionate se calculează după cum urmează:
1) capacitatea alocată utilizatorilor de sistem transfrontalieri în toate punctele de intrare este considerată a fi egală cu capacitatea atribuită prestării serviciilor de transport pentru utilizarea reţelei între sisteme în toate punctele de ieşire;
2) capacitatea determinată în conformitate cu subpunctul 1), se utilizează pentru a calcula venitul aferent serviciilor de transport care trebuie obţinut din utilizarea reţelei între sisteme la punctele de intrare;
3) diferenţa dintre venitul total aferent serviciilor de transport care trebuie obţinut în punctele de intrare şi valoarea rezultată menţionată la subpunctul 2) este egală cu venitul aferent serviciilor de transport care se obţine din utilizarea reţelei în interiorul sistemului în punctele de intrare.
2. În cazul în care distanţa este utilizată ca factor de cost în combinaţie cu capacitatea tehnică sau contractată prognozată, se utilizează distanţa medie ponderată bazată pe capacitate. În cazul în care rezultatele indicilor de comparaţie al alocării costurilor aferente capacităţii depăşesc 10%, Agenţia prezintă justificarea acestor rezultate.
|
Detaliile componentelor evaluării de alocare a costurilor |
|
|
Venituri bazate pe capacitate |
601 673 853 |
| Cota intrare | 50% |
| Cota ieşire | 50% |
| Venituri intrare | 300 836 927 |
| Venituri ieşire | 300 836 927 |
| Venituri din utilizarea reţelei în interiorul sistemului (Intra) | 184 586 883 |
| Venituri din utilizarea reţelei între sisteme (Cross) | 116 250 044 |
| Venituri ieşire Intra | 178 467 112 |
| Venituri ieşire Cross | 122 369 814 |
| Venituri Intra | 363 053 995 |
| Venituri Cross | 238 619 858 |
| Factor de cost intrare Intra | 191 276 341 719 |
| Factor de cost ieşire Intra | 191 276 341 719 |
| Factor de cost Intra | 382 552 683 438 |
| Factor de cost intrare Cross | 127 071 209 159 |
| Factor de cost ieşire Cross | 148 350 508 536 |
| Factor de cost Cross | 275 421 717 695 |
| Proporţia intra | 0.00095 |
| Proporţia cross | 0.00087 |
| CAA | 9.1% |
Evaluarea metodei de calculare a preţurilor de referinţă
Metoda de determinare a preţurilor de referinţă este suficient de clară şi transparentă deoarece se bazează pe Metoda de stabilire a preţului de referinţă în funcţie de distanţa medie ponderată bazată pe capacitate descrisă în Codul reţelelor de gaze naturale.
Factorii de cost în cazul metodei de stabilire a preţului de referinţă în funcţie de distanţa medie ponderată bazată pe capacitate sunt: capacitatea şi distanţa.
Potrivit Metodologiei, preţurile de referinţă pentru serviciul de transport al gazelor naturale în anul de reglementare "n" se determină conform următoarelor etape consecutive.
1) Se calculează distanţa medie ponderată pentru fiecare punct de intrare sau fiecare grup de puncte de intrare şi fiecare punct de ieşire sau fiecare grup de puncte de ieşire, a zonei de intrare/ieşire luând în considerare, după caz, combinaţiile stabilite.
Distanţele dintre punctele de intrare ieşire ale reţelelor de transport a gazelor naturale ce aparţin SRL "Moldovatransgaz" şi reţelelor SRL "Vestmoldtransgaz" au fost prezentate de OST în procesul consultărilor.
2) Se calculează ponderea fiecărui punct de intrare sau fiecărui grup de puncte de intrare şi fiecărui punct de ieşire sau fiecărui grup de puncte de ieşire din venitul total reglementat.
3) Se determină partea din venitul total reglementat care urmează să fie recuperată, în anul de reglementare "n", de către OST j din tarifele pentru serviciul de transport al gazelor naturale bazate pe capacitate în toate punctele de intrare şi partea din venitul total reglementat care urmează să fie recuperată din tarifele pentru serviciul de transport al gazelor naturale bazate pe capacitate în toate punctele de ieşire a zonei de intrare/ieşire.
4) Se calculează partea din venitul reglementat care urmează să fie obţinută, în anul de reglementare "n", din aplicarea tarifelor pentru serviciul de transport al gazelor naturale bazate pe capacitate în fiecare punct de intrare sau grup de puncte de intrare şi pentru fiecare punct de ieşire sau grup de puncte de ieşire a zonei de intrare/ieşire a zonei de intrare/ieşire .
5) Se calculează preţul de referinţă în anul de reglementare "n".
În cazul produselor de capacitate standard anuală pentru capacitate fermă, preţurile de referinţă reprezintă tarifele pentru serviciul de transport al gazelor naturale.
În cazul produselor de capacitate standard non-anuală pentru capacitate fermă şi produselor de capacitate standard atât anuală, cât şi non-anuală pentru capacitate întreruptibilă, în conformitate cu prevederile Metodologiei, se calculează preţurile de rezervă, prin aplicarea coeficienţilor de multiplicare la preţurile de referinţă.
Semnalele de localizare care rezultă din Metoda RPM reflectă distanţa medie dintre un punct/grup de puncte de intrare şi de ieşire, bazată ponderată cu capacitatea estimată contractată. ANRE consideră că abordarea propusă permite un grad ridicat de reflectivitate a costurilor.
Repartizarea venitului generat de tarifele pentru serviciul de transport bazate pe capacitate în toate punctele de intrare şi venitul generat de tarifele bazate pe capacitate în toate punctele de ieşire s-a stabilit 50/50, în conformitate cu pct.338 din Codul reţelelor de gaze naturale.
Respectiv, partea (%) din venitul total reglementat care urmează să fie recuperată, în anul de reglementare "n", de către OST j din tarifele pentru serviciul de transport al gazelor naturale bazate pe capacitate în toate punctele de intrare şi partea din venitul total reglementat care urmează să fie recuperată din tarifele pentru serviciul de transport al gazelor naturale bazate pe capacitate în toate punctele de ieşire a zonei de intrare/ieşire.
Divizarea (repartizarea) intra sistem/extra sistem. Reflectivitatea costurilor şi aplicarea Metodei
Raportul dintre utilizarea reţelei în interiorul sistemului şi utilizarea reţelei între sisteme, adică repartizarea dintre venitul generat din utilizarea reţelei în interiorul sistemului, atât în punctele de intrare, cât şi în punctele de ieşire, şi venitul generat din utilizarea reţelei între sisteme, atât în punctele de intrare, cât şi în punctele de ieşire, au fost calculate în conformitate cu pct.327-332 din Codul reţelelor de gaze naturale.
Ajustarea
În conformitate cu art.991 alin.(8) din Legea nr.108/2016, la aplicarea metodei de stabilire a preţurilor de referinţă la punctele de intrare şi de ieşire, Agenţia este în drept să utilizeze una sau mai multe metode de ajustare la punctele de intrare şi de ieşire (evaluarea comparativă, egalizarea, redimensionarea).
Potrivit proiectului Metodologiei, ajustările la aplicare metodei de calcul a preţului de referinţă la toate punctele de intrare şi de ieşire se efectuează prin intermediul unei egalizări prin care acelaşi preţ de referinţă este aplicat unora sau tuturor punctelor dintr-un grup omogen de puncte
Potrivit Metodologiei, în scopul ajustării prin egalizare, punctele reţelelor de transport al gazelor naturale ale OST pot fi grupate după cum urmează:
1. Grupul punctelor de intrare în reţeaua de transport al gazelor naturale din interconectarea cu reţelele de transport al gazelor din statele vecine
2. Grupul punctelor de ieşire din reţeaua de transport al gazelor naturale spre reţelele de distribuţie a gazelor naturale şi/sau instalaţiile de gaze naturale ale consumatorilor finali racordate la reţeaua de transport al gazelor
3. Grupul punctelor de ieşire din reţeaua de transport al gazelor naturale spre reţelele de transport al gazelor din statele vecine interconectate
Metoda RPM asigură un grad ridicat de reflectivitate a costurilor, deoarece se bazează pe factori de cost precum capacitatea şi distanţa. Venitul reglementat al OST se recuperează din tariful bazat pe capacitate.
Transportarea gazelor naturale pentru consumatorii din ţară nu este subsidiată de transportarea gazelor naturale care tranzitează sistemul. Metoda RPM de principiu nu are drept scop atragerea utilizatorilor de sistem.
Comparaţia cu Metodologia CWD, însoţite de preţurile de referinţă orientative supuse consultării
2) Informaţiile prevăzute la pct.409 subpunctele 1), 4), 5);
Venit reglementat SRL "Moldovatransgaz " – 376.7 mil. MDL
Venit reglementat SRL "Vestmoldtransgaz" – 225 mil. MDL
Veniturile din serviciile de transport urmare a aplicării tarifului armonizat 601.7 mil. MDL
Împărţirea capacitate/marfă a venitului din serviciile de transport - 100% capacitate.
Diviziunea intrare- ieşire a veniturilor din serviciile de transport (pct. 409 (1) 5) b)).
Veniturile din tarifele pentru serviciul de transport bazate pe capacitate la punctele de intrare - 300,8 mil. MDL
Veniturile din tarifele pentru serviciul de transport bazate pe capacitate la punctele de ieşire - 300,8 mil. MDL
Divizarea intra sistem/ extra sistem (pct. 409 (1) 5) c)).
Veniturile de la utilizarea reţelei interne la punctele de intrare/ieşire a reţelei de transport a gazelor naturale – 363,1 mil. MDL;
Veniturile de la utilizarea reţelei la punctele de intrare/ieşire transfrontaliere a reţelei de transport a gazelor naturale – 238,6 mil. MDL.
Informaţia indicativă stabilită la pct.41
Comparaţie pentru tarifele pentru serviciul de transport aplicabile pentru perioada tarifară în vigoare şi pentru perioada tarifară pentru care sunt publicate informaţiile
Diferenţa dintre nivelul tarifelor de transport comparativ cu perioada tarifară precedentă se manifestă prin aplicarea conceptul tarifelor armonizate pentru serviciul de transport al gazelor naturale, precum şi reconcilierea veniturilor în cadrul mecanismului de compensare între operatorii sistemelor de transport aplicat de ANRE urmare a modificărilor operate la Legea nr.108/2016 cu privire la gazele naturale (aplicarea aceleiaşi metode de calculare a preţului de referinţă în comun pentru toţi OST).
Prin implementarea mecanismului de compensare se asigură recuperarea veniturilor reglementate ale fiecărui operator al sistemului de transport, pentru a încuraja utilizarea activelor care contribuie la securitatea aprovizionării cu gaze naturale. În acest sens, Agenţia va lua în considerare şi a asigura recuperarea costurilor de investiţii aferente conductei de transport al gazelor naturale Iaşi–Ungheni–Chişinău, ale căror costuri nu sunt încă amortizate.
Comparaţie între tarifele de transport aplicabile pentru perioada tarifară pentru care sunt publicate informaţiile şi pentru fiecare perioadă tarifară din restul perioadei de reglementare.
În conformitate cu prevederile proiectului metodologiei tarifare, tarifele pentru serviciul de transport vor fi revizuite anual reieşind din indicatorii de actualizare a prognozei veniturilor reglementate, cei mai esenţiali fiind evoluţia infrastructurii de gazificare, indicatori macroeconomici care influenţează nivelul costurilor reglementate şi desigur evoluţia capacităţilor ce vor fi contractate de către utilizatorii sistemului de transport. În condiţiile lipsei unor fluctuaţii majore a capacităţilor contractate în decursul perioadei de reglementare, se poate afirma cu probabilitate înaltă că valorile tarifelor de transport se vor modifica în corelaţie cu indicatorii macroeconomici prognozaţi şi efectiv înregistraţi în perioadele tarifare ulterioare.
Coeficienţii de multiplicare
În conformitate cu prevederile proiectului Metodologiei se propune ca, în cazul produselor de capacitate standard non-anuală pentru capacitate fermă şi produselor de capacitate standard atât anuală, cât şi non-anuală pentru capacitate întreruptibilă, se calculează preţurile de rezervă, prin aplicarea coeficienţilor de multiplicare la preţurile de referinţă.
Nivelul coeficienţilor de multiplicare pentru produsele de capacitate standard trimestrială, lunară, zilnică şi/sau intra-zilnică este egal cu 1.
Pe perioada valabilităţii Metodologiei, în funcţie de evoluţia tranzacţiilor de piaţă a produselor de capacitate standard trimestrială, sau produselor de capacitate standard lunară, diferiţi coeficienţii de multiplicare respectivi pot fi aplicaţi, însă nivelul acestora nu va depăşi 1,5. Valorile coeficienţilor de multiplicare aplicaţi se aprobă prin hotărâre separată adoptată în conformitate cu art.9 din Legea nr.108/2016 cu privire la gazele naturale.
În perioada de valabilitate a Metodologii, în funcţie de evoluţia tranzacţiilor de pe piaţă cu produse de capacitate standard zilnică şi intrazilnică, la stabilirea tarifelor pentru produsele respective se pot aplica diferiţi coeficienţi de multiplicare, dar nivelul acestora nu va depăşi 3. Valorile acestor coeficienţi de multiplicare se aprobă prin hotărâre separată adoptată în conformitate cu art.9 din Legea nr.108/2016 privind gazele naturale.
Argumentare:
Aplicarea multiplicatorilor are efect direct asupra comportamentului de rezervare de către utilizatorii de sistem şi influenţează nivelul veniturilor încasate de OST, şi indirect tariful de referinţă. Multiplicatorii cu valorile apropiate de 1 stimulează activităţile de tranzacţionare pe termen scurt, care reduc diferenţele de preţ între pieţele adiacente şi pe pieţe lichide în care congestionarea fizică a conductelor nu este o problemă/factor. Furnizorii noi veniţi pe piaţă preferă să rezerve produse pe termen mai scurt, în timp ce furnizorii de pe pieţele mai puţin lichide tind să rezerve capacităţi pe termen mai lung.
Prin asigurarea accesibilitatea rezervării produselor de capacitate pe termen scurt creşte eficienţa utilizării reţelei.
În cazul Republicii Moldova, nu există rezervare de capacitate pe termen lung la principalele puncte de interconectare. Din cauza războiului din Ucraina şi a tensiunilor geopolitice din jurul transportării de gaze naturale, există un risc crescut în ceea ce priveşte disponibilitatea gazelor naturale la anumite puncte de interconectare. Prin urmare, pentru a asigura nivelul cel mai înalt de flexibilitate furnizorilor/traderilor de a aduce gaze naturale pe piaţa din Republica Moldova din orice direcţie posibilă în orice moment al anului, nu se aplică coeficienţi de multiplicare atâta timp cât incertitudinea rezervărilor de capacitate este mare şi cât timp există suficientă capacitate disponibilă şi nu apare congestie fizică în reţele de transport al gazelor naturale.
Beneficii:
- Încurajarea tranzacţionării gazelor naturale şi sporirea lichidităţii pieţei;
- Promovarea rezervării produselor de capacitate pe termen scurt (mai puţine bariere pe piaţă);
- Încurajarea intrării noilor furnizori/traderi pe piaţa gazelor naturale, interesaţi să procure servicii de transport al gazelor naturale;
- Necesitatea oferirii capacităţilor disponibile la cât mai mulţi utilizatori de sistem;
- Ar fi un pas înainte spre armonizare cu prevederile UE şi simplificarea pieţei gazelor naturale.
- Evitarea discriminării utilizatorilor de sistem indiferent de produsul de capacitate procurat: ferm sau întreruptibil, anual sau non-anual (trimestrial, lunar, zilnic şi/sau intra-zilnic).
Factori sezonieri
În perioada de valabilitate a Metodologiei, în funcţie de evoluţia tranzacţiilor de pe piaţă a diferitelor produse, pot fi aplicaţi factori sezonieri. În acest caz, OST (urile) vor transmite Agenţiei toate datele şi documentele solicitate. Factorii sezonieri se calculează se aprobă prin hotărâre separată în conformitate cu articolul 9 din Legea cu privire la gazele naturale (pct. 572):.
Potrivit Metodologiei, în funcţie de evoluţia tranzacţiilor de pe piaţă a diferitelor produse, pot fi aplicaţi factori sezonieri prin hotărârea separată a ANRE. Astfel, factorii sezonieri spot fi aplicaţi ca opţiune la iniţiativa OST sau ANRE, atunci când acest lucru este necesar.
Coeficienţii de multiplicare pe termen scurt şi factorii sezonieri se stabilesc astfel încât să stimuleze utilizatorii sistemului pentru utilizarea eficientă a sistemului de transport, oferindu-le în acelaşi timp flexibilitate.
Aspectul sezonier a cererii de gaze naturale tipic produce consum redus vara şi mai mare în perioada de iarnă. Costul de utilizare a sistemului este determinat de capacitatea de vârf, prin urmare, dacă cererea poate fi deviată de la sezonul de iarnă la sezonul de vară, aceasta ar putea reduce costul total de sistem. Pentru a realiza acest lucru, pot fi aplicaţi factori sezonieri pentru a stimula o cerere mai uniformă pe tot parcursul anului.
Introducerea diferitelor categorii de produse pentru rezervările de capacitate ajută utilizatorii să reacţioneze la condiţiile schimbătoare ale pieţei prin ajustarea portofoliului lor.
Totodată, în condiţiile pieţei de gaze naturale din Republica Moldova, disponibilităţii capacităţilor de transport al gazelor naturale aplicarea factorilor sezonieri nu se prevede.
Comitetul de Reglementare al Comunităţii Energetice (ECRB) a analizat documentul de consultare a metodei preţului de referinţă ca parte a Metodologiei de calculare, aprobare şi aplicare a tarifelor reglementate pentru serviciul de transport al gazelor naturale aprobate prin Hotărârea ANRE nr.5352019 în care sunt descrise şi informaţiile indicate la pct.394 din Codul reţelelor de gaze naturale aprobat prin Hotărârea ANRE nr.420/2019. Analiza documentelor de referinţă a fost expediată de către ECRB la data de 9.06.2023. ANRE va lua în considerare recomandarea ECRB după ce va fi precizată capacitatea prognozată de către operatorii sistemelor de transport al gazelor naturale şi va fi repetat calculul tarifar.