Hotărâre nr.420/2019 din 22.11.2019 privind aprobarea Codului reţelelor de gaze naturale

AGENŢIA NAŢIONALĂ PENTRU
REGLEMENTARE ÎN ENERGETICĂ

H O T Ă R Â R E

privind aprobarea Codului reţelelor de gaze naturale

nr. 420/2019  din  22.11.2019

 (în vigoare 24.02.2020) 

Monitorul Oficial al R. Moldova nr. 14-23 art. 60 din 24.01.2020

* * *

ÎNREGISTRAT:

Ministerul Justiţiei al Republicii Moldova

nr.1520 din 3 ianuarie 2020

Ministru ______ Fadei NAGACEVSCHI

În temeiul art.67 alin.(4) şi art.114 alin.(10) din Legea nr.108/2016 cu privire la gazele naturale (Monitorul Oficial al Republicii Moldova, 2016, nr.193-203, art.415), Consiliul de administraţie al Agenţiei Naţionale pentru Reglementare în Energetică

HOTĂRĂŞTE:

Prezenta Hotărâre:

- transpune Regulamentul (UE) 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 şi de abrogare a Regulamentului (UE) nr.984/2013, CELEX: 32017R0459, publicat în Jurnalul Oficial al Uniunii Europene L 72 din 17 martie 2017, adaptat prin Decizia Nr.2018/06/PHLG-EnC al Grupului Permanent de Nivel Înalt al Comunităţii Energetice din 28 noiembrie 2018 privind implementarea Regulamentului (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 şi de abrogare a Regulamentului (UE) nr.2013/984;

- transpune Regulamentul (UE) 2015/703 al Comisiei din 30 aprilie 2015 de stabilire a unui cod de reţea pentru normele privind interoperabilitatea şi schimbul de date, CELEX: 32015R0703, publicat în Jurnalul Oficial al Uniunii Europene L 113 din 1 mai 2015, adaptat prin Decizia Nr.2018/02/PHLG-EnC al Grupului Permanent de Nivel Înalt al Comunităţii Energetice din 12 ianuarie 2018 privind adoptarea Regulamentului (CE) Nr.2015/703 al Comisiei Europene din 30 aprilie 2015 de stabilire a unui cod de reţea pentru normele privind interoperabilitatea şi schimbul de date;

- transpune Regulamentul (UE) 2017/460 al Comisiei din 16 martie 2017 de stabilire a unui cod al reţelei privind structurile tarifare armonizate pentru transportul gazelor, CELEX: 32017R0460, publicat în Jurnalul Oficial al Uniunii Europene L 72 din 17 martie 2017, adaptat prin Decizia Nr.2018/07/PHLG-EnC al Grupului Permanent de Nivel Înalt al Comunităţii Energetice din 28 noiembrie 2018 privind implementarea Regulamentului (UE) Nr.2017/460 al Comisiei din 16 martie 2017 de stabilire a unui cod al reţelei privind structurile tarifare armonizate pentru transportul gazelor;

- transpune Regulamentul (UE) nr.312/2014 al Comisiei din 26 martie 2014 de stabilire a unui cod de reţea privind echilibrarea reţelelor de transport de gaz, CELEX: 32014R0312, publicat în Jurnalul Oficial al Uniunii Europene L 91 din 27 martie 2014, încorporat şi adaptat prin Decizia Nr.2019/01/PHLG-EnC al Grupului Permanent de Nivel Înalt al Comunităţii Energetice din 12 decembrie 2019 privind adoptarea Regulamentului (UE) Nr.312/2014 al Comisiei din 26 martie 2014 de stabilire a unui cod de reţea privind echilibrarea reţelelor de transport de gaz.

[Clauza de armonizare introdusă prin Hot.ANRE nr.310 din 06.05.2026, în vigoare 08.05.2026]

1. Se aprobă Codul reţelelor de gaze naturale (se anexează).

2. Se abrogă:

1) Hotărârea Consiliului de administraţie al Agenţiei Naţionale pentru Reglementare în Energetică nr.324 din 27 februarie 2009 cu privire la aprobarea Normelor tehnice ale reţelelor de distribuţie a gazelor naturale (Monitorul Oficial al Republicii Moldova, 2009, nr.86-88, art.362), înregistrată la Ministerul Justiţiei cu nr.672 din 21 aprilie 2009.

2) Hotărârea Consiliului de administraţie al Agenţiei Naţionale pentru Reglementare în Energetică nr.375 din 13 mai 2010 cu privire la aprobarea Normelor tehnice ale reţelelor de transport al gazelor naturale (Monitorul Oficial al Republicii Moldova, 2010, nr.227-230, art.834), înregistrată la Ministerul Justiţiei cu nr.773 din 10 noiembrie 2010.

3. Controlul asupra executării prezentei hotărâri se pune în sarcina subdiviziunilor Agenţiei Naţionale pentru Reglementare în Energetică.

UE

Aprobat

prin Hotărârea Consiliului

de administraţie al ANRE

nr.420/2019 din 22 noiembrie 2019

CODUL

REŢELELOR DE GAZE NATURALE

[Clauza de armonizare abro9gată prin Hot.ANRE nr.310 din 06.05.2026, în vigoare 08.05.2026]

[Clauza de armonizare completată prin Hot. ANRE nr.442/2020 din 24.11.2020, în vigoare 12.12.2020]

TITLUL I

DISPOZIŢII GENERALE

CAPITOLUL I

DISPOZIŢII COMUNE

Secţiunea 1

Domeniul de aplicare

1. Codul reţelelor de gaze naturale (în continuare – Cod) instituie norme care asigură gestionarea unui acces eficient şi transparent la reţelele de gaze naturale.

2. Prezentul Cod se aplică la punctele de interconectare dintre sistemele de gaze naturale ale Republicii Moldova, statele membre ale Uniunii Europene (în continuare – state membre ale UE) şi Părţile Contractante ale Tratatului de constituire a Comunităţii Energetice (în continuare – Părţi Contractante). Prezentul Cod se poate aplica la punctele de intrare/ieşire spre ţări terţe, în conformitate cu decizia Agenţiei Naţionale pentru Reglementare în Energetică (în continuare – Agenţie).

3. Prezentul Cod se aplică tuturor operatorilor de sistem şi utilizatorilor de sistem, inclusiv în legătură cu tranzacţiile transfrontaliere.

4. Prezentul Cod stabileşte norme privind:

1) exploatarea reţelelor de transport şi de distribuţie a gazelor naturale;

2) asigurarea interoperabilităţii în cadrul sistemului de gaze naturale;

3) schimbul de date cu operatorii de sistem, inclusiv cu operatorii sistemelor de transport (OST) din ţările vecine;

4) operarea fluxurilor de gaze naturale în reţelele de gaze naturale, inclusiv prin interconexiuni;

5) alocarea capacităţii la punctele de interconectare;

6) asigurarea echilibrului în sistemul de gaze naturale.

Secţiunea 2

Termeni şi noţiuni

5. În sensul prezentului Cod se utilizează noţiunile definite în Legea cu privire la gazele naturale nr.108 din 26 mai 2016 (în continuare – Legea nr.108/2016), precum şi următoarele noţiuni şi definiţii:

acord de interconectare – acord încheiat între OST ale căror sisteme sunt conectate într-un anumit punct de interconectare transfrontalier şi care stabileşte clauzele şi condiţiile, procedurile de operare şi dispoziţiile cu privire la predarea/preluarea gazelor naturale, cu scopul de a asigura interoperabilitatea eficientă a reţelelor de transport al gazelor naturale;

acord de operare – acord încheiat între operatorii de sistem adiacenţi, ale căror reţele sunt conectate într-un anumit punct de interconectare şi care stabileşte clauzele şi condiţiile, procedurile de operare şi exploatare a reţelelor de gaze naturale interconectate, cu scopul de a asigura interoperabilitatea eficientă a reţelelor de gaze naturale;

alocare – cantitatea de gaze naturale atribuită utilizatorului de sistem de către un OST ca intrare sau o preluare exprimată în kWh în scopul determinării cantităţii de dezechilibru zilnic;

an gazier – perioada de timp cuprinsă între prima zi gazieră a lunii octombrie a anului curent şi prima zi gazieră a lunii octombrie a anului următor;

acţiune de echilibrare – măsură întreprinsă de OST în vederea asigurării echilibrului în sistemul de gaze naturale prin schimbarea fluxurilor de gaze naturale intrate în reţeaua de transport al gazelor naturale sau preluate din aceasta, cu excepţia acţiunilor cu privire la gazele naturale care nu figurează ca fiind preluate din sistem şi gazele naturale utilizate de OST pentru exploatarea sistemului;

calendar al licitaţiilor – tabel cu informaţii privind licitaţiile, publicat de Reţeaua Europeană a Operatorilor de Transport şi de sistem pentru Gaze naturale (în continuare – ENTSO-G) în fiecare an calendaristic pentru licitaţiile care au loc între luna martie-februarie a anului calendaristic următor şi care constau din toate informaţiile privind licitaţiile, inclusiv datele de începere a licitaţiilor şi produsele de capacitate standard (în continuare – PCS) cărora li se aplică;

cantitate confirmată – cantitatea de gaze naturale confirmată de către un OST pentru a fi programată sau reprogramată de a fi livrată în ziua gazieră Z;

cantitate măsurată – cantitatea de gaze naturale înregistrată de echipamentul de măsurare al OST, care a trecut fizic printr-un punct de interconectare, într-o perioadă de timp;

cantitatea notificată – cantitatea de gaze naturale transferată între un OST şi unul sau mai mulţi utilizatori de sistem sau între portofolii de echilibrare, după caz;

cantitate prelucrată – cantitatea de gaze naturale determinată de OST iniţiator şi de OST concordant, care ţine cont de nominalizarea sau renominalizarea utilizatorului de sistem, de prevederile contractului privind prestarea serviciilor de transport al gazelor naturale şi care este utilizată ca bază pentru procesul de concordanţă;

capacitate agregată – PCS oferit printr-un angajament ferm, care constă din capacitatea de intrare şi de ieşire corespunzătoare în ambele părţi ale unui punct de interconectare;

capacitate condiţionată - capacitate oferită de OST în condiţii transparente şi prestabilite, în conformitate cu Legea nr.108/2016 cu privire la gazele naturale şi prezentul Cod, pentru a realiza transportul gazelor naturale;

capacitate incrementală – o posibilă viitoare creştere, prin intermediul unor proceduri bazate pe piaţă, a capacităţii tehnice sau capacităţii noi create acolo unde în prezent nu există niciuna, care poate fi oferită pe baza unor investiţii în infrastructura fizică sau a optimizării capacităţii pe termen lung şi care poate fi alocată ulterior sub rezerva obţinerii de rezultate pozitive la testul economic, în următoarele cazuri:

1) la punctele de interconectare existente;

2) prin instituirea unui nou punct sau a unor noi puncte de interconectare;

3) drept capacitate fizică de flux inversat într-unul sau mai multe puncte de interconectare, care nu a mai fost oferită anterior;

capacitate intra-zilnică – capacitatea oferită şi alocată după închiderea licitaţiilor de capacitate pentru ziua următoare cu referire la ziua respectivă;

capacităţi concurente – capacităţile în cazul cărora capacitatea disponibilă într-un punct al reţelei de transport al gazelor naturale nu poate fi alocată fără a se reduce integral sau parţial capacitatea disponibilă într-un alt punct al reţelei de transport al gazelor naturale;

ciclu de renominalizare – proces derulat de către OST pentru a transmite unui utilizator de sistem mesajul referitor la cantităţile confirmate ca urmare a primirii unei renominalizări;

consumator protejat – se consideră consumatori protejaţi următoarele categorii de consumatori finali:

1) consumatorii casnici, instalaţiile de utilizare ale cărora sunt racordate la o reţea de distribuţie a gazelor naturale ;

2) întreprinderile şi instituţiile care prestează servicii sociale indispensabile (grădiniţele de copii, orfelinatele, instituţiile de învăţământ, instituţiile medicale, azilurile etc.) şi care sunt racordate la o reţea de distribuţie a gazelor naturale, cu condiţia ca consumul de gaze naturale al acestora să nu reprezinte, împreună, mai mult de 20% din consumul final total anual de gaze naturale din Republica Moldova ;

3) centralele termice racordate la o reţea de transport sau de distribuţie a gazelor naturale, care livrează energie termică în sistemul centralizat de alimentare cu energie termică sau care livrează energie termică pentru consumatorii indicaţi la subpunctele 1) şi 2), cu condiţia că acestea nu pot utiliza alte tipuri de combustibil ;

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;

cont de echilibrare operaţională – cont între OST adiacenţi, care se utilizează la gestionarea diferenţelor de direcţionare la un punct de interconectare în vederea simplificării contabilizării gazelor naturale pentru utilizatorii de sistem vizaţi de punctul de interconectare;

cont de regularizare – contul care reuneşte cel puţin recuperarea parţială şi recuperarea în exces a venitului aferent serviciilor de transport în cadrul unui regim tarifar fără plafonarea preţului;

diferenţă de direcţionare – diferenţa dintre cantitatea de gaze naturale programată de OST pentru a fi transportată prin reţelele de transport al gazelor naturale şi cantitatea măsurată la un punct de interconectare;

eveniment excepţional – orice eveniment neplanificat care nu poate fi controlat sau prevenit în mod rezonabil şi care poate provoca pentru o perioadă limitată, reduceri ale capacităţii, afectând astfel cantitatea sau calitatea gazelor naturale recepţionate la un anumit punct de interconectare, cu posibile consecinţe asupra interacţiunilor dintre OST, precum şi dintre OST şi utilizatorii de sistem;

factor de cost – factor determinant al activităţii OST, corelat cu costurile respectivului OST, cum ar fi distanţa sau capacitatea tehnică;

factor f – partea din valoarea actuală a creşterii prognozate a venitului reglementat sau a venitului-ţintă al OST, asociat capacităţii incrementale, incluse în nivelul de ofertă respectiv, astfel cum este stabilit la pct.250, subpunctul 1), lit.b), care urmează să fie acoperită de valoarea actuală a angajamentelor obligatorii ale utilizatorilor de sistem privind contractarea capacităţii, calculată conform pct.250, subpunctul 1), lit.a);

grup de puncte de intrare sau de ieşire – grup omogen de puncte, grup de puncte de intrare sau grup de puncte de ieşire situate unul în vecinătatea celuilalt şi care sunt considerate drept un singur punct de intrare sau, respectiv, un singur punct de ieşire, în scopul aplicării metodei calculare a preţurilor de referinţă;

grup omogen de puncte – grup de puncte care aparţin unuia dintre următoarele tipuri de puncte: puncte de interconectare de intrare, puncte de interconectare de ieşire, puncte de interconectare interne, puncte de intrare spre depozitele de stocare, puncte de ieşire către depozitele de stocare, puncte de intrare spre instalaţii de gaze naturale lichefiate (instalaţii GNL), puncte de ieşire către instalaţii GNL şi puncte de intrare de la instalaţiile producătorilor de gaze naturale;

licitaţie cu preţ crescător – licitaţie în care un utilizator de sistem precizează cantităţile pentru care licitează, în funcţie de nivelurile de preţ stabilite, care sunt anunţate în mod succesiv;

licitaţie cu preţ uniform – licitaţie în care utilizatorul de sistem face o ofertă de preţ şi de cantitate, în cadrul unei singure runde de licitaţie, şi toţi utilizatorii de sistem care reuşesc să obţină capacitatea plătesc preţul celei mai mici oferte câştigătoare;

lună gazieră – perioada de timp cuprinsă între prima zi gazieră a lunii curente şi prima zi gazieră a lunii următoare;

măsurare zilnică – măsurarea cantităţii de gaze naturale şi colectarea informaţiei privind cantitatea de gaze naturale măsurate, o dată într-o zi gazieră;

măsurare non zilnică - măsurarea cantităţii de gaze naturale şi colectarea informaţiei privind cantitatea de gaze naturale măsurate, mai rar decât o dată într-o zi gazieră;

măsurare pe parcursul zilei - măsurarea cantităţii de gaze naturale şi colectarea informaţiei privind cantitatea de gaze naturale măsurate, cel puţin de două ori într-o zi gazieră;

mecanism alternativ de alocare – mecanism de alocare pentru nivelul de ofertă sau pentru capacitatea incrementală, conceput de la caz la caz de către OST şi aprobat de Agenţie pentru a răspunde solicitărilor de cerere condiţionată;

metodă implicită de alocare – metodă de alocare a capacităţii prin care se alocă în acelaşi timp, eventual prin intermediul unei licitaţii, atât capacitatea de transport, cât şi cantitatea de gaze naturale corespunzătoare;

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;

nivelul ofertei – suma capacităţii disponibile şi a nivelului de capacitate incrementală oferit pentru fiecare dintre PCS anuală într-un punct de interconectare;

nivel mare de tarif – sumă fixă sau variabilă definită pentru un punct de interconectare şi pentru un PCS;

nivel mic de tarif – sumă fixă sau variabilă definită pentru fiecare punct de interconectare şi pentru fiecare PCS, care este mai mică decât nivelul mare de tarif;

obligaţii intrazilnice - un set de reguli impuse de OST utilizatorilor de sistem privind asigurarea balanţei dintre cantităţile de gaze naturale intrate şi ieşite din sistemul de gaze naturale, ce aparţin utilizatorilor de sistem, într-o zi gazieră;

operator al sistemului de transport concordant – OST care realizează procesul de concordanţă şi care transmite rezultatul procesului de concordanţă către OST iniţiator;

operator al sistemului de transport iniţiator – OST care iniţiază procesul de concordanţă prin transmiterea datelor necesare către OST concordant;

operator de sistem adiacent - operatorul de sistem reţele de gaze naturale ale căruia sunt interconectate la reţelele de gaze naturale ale altui operator de sistem;

participant la tranzacţionare – utilizator de sistem sau un OST care deţine un contract cu operatorul platformei de tranzacţionare, care îndeplineşte condiţiile necesare pentru a realiza tranzacţii în cadrul platformei de tranzacţionare;

plată intrazilnică – plată percepută sau o plată efectuată de un OST de la, sau către un utilizator de sistem ca rezultat al unei obligaţii intrazilnice;

plată pentru dezechilibrul zilnic - plată pe care o parte responsabilă de echilibrare (în continuare – PRE) o va plăti sau o va primi pentru cantitatea de dezechilibru zilnic;

plată pentru neutralitate – plată echivalentă cu diferenţa dintre sumele primite sau de primit şi sumele plătite sau de plătit de către OST ca urmare a realizării acţiunilor sale de echilibrare, care se plăteşte sau care se poate recupera de la utilizatorii de sistem;

platforma de tranzacţionare - platformă electronică pusă la dispoziţie şi exploatată de un operator al platformei de tranzacţionare, prin intermediul căreia participanţii la tranzacţionare pot plasa şi accepta, incluzând dreptul de revizuire şi de retragere, oferte pentru achiziţionarea /vânzarea gazelor naturale necesare pentru a răspunde fluctuaţiilor pe termen scurt ale cererii sau ofertei de gaze naturale, în conformitate cu termenii şi condiţiile aplicabile platformei de tranzacţionare, conform cărora OST realizează tranzacţii în scopul desfăşurării acţiunilor de echilibrare;

platformă de echilibrare – platformă de tranzacţionare în cadrul căreia un OST participă la toate tranzacţiile;

perioadă de reglementare – perioada pentru care normele generale privind venitul reglementat sau venitul-ţintă sunt stabilite de către Agenţie;

perioadă tarifară – perioada în cursul căreia este aplicabil un anumit nivel al preţului de referinţă, cu o durată minimă de un an şi cu o durată maximă egală cu durata perioadei de reglementare;

portofoliu de echilibrare – grupare de intrări şi ieşiri ce aparţine unui utilizator de sistem;

preţul de plătit fix – preţ calculat în conformitate cu pct.392, subpunctul 2), în cazul în care preţul de rezervă nu face obiectul niciunei ajustări;

preţ de plătit variabil – preţ calculat în conformitate cu pct.392, subpunctul 1), în cazul în care preţul de rezervă face obiectul unor ajustări, precum reconcilierea veniturilor, ajustarea venitului reglementat sau ajustarea capacităţii contractate estimate;

preţ de referinţă – preţul unui produs de capacitate fermă cu durata de un an, care este aplicabil în punctele de intrare şi de ieşire din reţelele de transport al gazelor naturale şi care este utilizat pentru a stabili tarifele pentru serviciul de transport al gazelor naturale bazate pe capacitate;

preţ de rezervă – preţul minim eligibil în cadrul licitaţiei;

primă de licitaţie – diferenţa dintre preţul de închidere şi preţul de rezervă în cadrul unei licitaţii;

prima subcotare – situaţia în care cererea agregată la nivelul tuturor utilizatorilor de sistem este mai mică decât capacitatea oferită la sfârşitul celei de a doua runde de licitaţie sau într-o rundă de licitaţie ulterioară;

proces de capacitate incrementală – proces de evaluare a cererii de pe piaţă pentru capacitate incrementală, care include o etapă neobligatorie în care utilizatorii de sistem îşi exprimă şi îşi cuantifică cererea pentru capacitatea incrementală, şi o etapă obligatorie în care unul sau mai mulţi OST solicită utilizatorilor de sistem angajamente obligatorii pentru contractarea capacităţii;

procesul de concordanţă – este procesul de comparare şi de aliniere a cantităţilor de gaze naturale prelucrate pentru utilizatorii de sistem la ambele părţi ale unui punct de interconectare specific, care are ca rezultat cantităţi confirmate pentru utilizatorii de sistem;

produs de capacitate standard – capacitatea de transport într-o perioadă de timp, într-un anumit punct de interconectare;

produs de localizare – produs flexibil de gaze naturale comercializat pentru a fi destinat livrării într-o locaţie determinată, în interiorul zonei de echilibrare;

produs temporar – produs flexibil de gaze naturale comercializat pentru livrare într-o anumită perioadă de timp, în perioada de echilibrare.

proiect de capacitate incrementală – proiect de mărire a capacităţii tehnice într-un punct de interconectare existent sau de stabilire a unui nou punct de interconectare pe baza alocării capacităţii în cadrul procesului de capacitate incrementală precedent;

punct de interconectare – un punct fizic sau virtual care conectează sisteme de intrare /ieşire adiacente sau care conectează un sistem de intrare /ieşire la o conductă de interconectare, în măsura în care aceste puncte fac obiectul unor proceduri de rezervare a capacităţii de către utilizatorii de sistem;

punct de interconectare virtual – 2 sau mai multe puncte de interconectare, care conectează 2 sisteme de intrare/ieşire adiacente integrate, pentru a furniza un serviciu de capacitate unic;

punct fizic de intrare/ieşire – punct cu o anumită amplasare fizică, prin care gazele naturale sunt măsurate şi livrate în/din reţeaua de transport al gazelor naturale;

punct virtual – punct noţional obţinut prin gruparea mai multor puncte fizice de intrare /ieşire de acelaşi tip;

putere calorifică inferioară – cantitatea de căldură care se degajă în urma arderii complete în aer a unei cantităţi anumite de gaze naturale, cu condiţia că reacţia are loc la o presiune constantă, iar toate produsele de ardere se află în stare gazoasă şi sunt aduse la aceeaşi temperatură pe care o au reactanţii;

putere calorifică superioară – cantitatea de căldură pe care o degajă în urma arderii complete în aer o cantitate anumită de gaze naturale, cu condiţia că reacţia are loc la o presiune constantă, iar produsele de ardere în stare gazoasă şi apa în stare lichidă sunt aduse la aceeaşi temperatură pe care o au reactanţii;

regula valorii inferioare – în cazul în care cantităţile prelucrate la oricare dintre părţile unui punct de interconectare sunt diferite, cantitatea confirmată va fi egală cu cea mai mică dintre cele două cantităţi prelucrate;

regim tarifar cu plafonarea preţului – regim de reglementare în cadrul căruia se stabileşte de către Agenţie un tarif maxim pentru serviciul de transport al gazelor naturale bazat pe venitul-ţintă;

regim tarifar fără plafonarea preţului – regim de reglementare (de ex: regimul de plafonare a veniturilor, regimul ratei de rentabilitate şi regimul cost plus) în cadrul căruia venitul reglementat al OST este stabilit de către Agenţie;

rundă de licitaţie – perioada în cursul căreia utilizatorii de sistem pot depune, modifica sau retrage oferte;

scenariu de flux – combinaţie între un punct de intrare şi un punct de ieşire care reflectă utilizarea reţelelor de transport al gazelor naturale în conformitate cu modele probabile privind oferta şi cererea şi pentru care există cel puţin o rută prin reţelele de transport ce permite intrarea fluxului de gaze naturale în reţeaua de transport în respectivul punct de intrare şi ieşirea sa din reţeaua de transport în respectivul punct de ieşire, indiferent dacă capacitatea este sau nu contractată în punctul de intrare sau în punctul de ieşire respectiv;

scenariu de referinţă – model de furnizare de informaţii conform căruia informaţiile privind ieşirile cu măsurare nonzilnică constau din prognoze pentru ziua următoare şi pentru ziua în curs;

servicii de transport – serviciile reglementate prestate de OST în cadrul sistemului de intrare /ieşire, în scopul transportării gazelor naturale;

serviciu de echilibrare – serviciu prestat unui OST în bază de contract, necesar pentru a acoperi fluctuaţiile pe termen scurt ale cererii sau ofertei de gaze naturale, care nu reprezintă un produs standardizat pe termen scurt (PSTS);

supranominalizare – dreptul utilizatorilor de sistem care îndeplinesc cerinţele minime să depună nominalizări pentru a solicita capacitate întreruptibilă în orice moment al zilei prin depunerea unei nominalizări care sporeşte valoarea totală a nominalizărilor lor la un nivel mai mare decât capacitatea contractată;

tarif pentru serviciul de transport – plata pe care trebuie să o plătească utilizatorii de sistem pentru serviciile de transport prestate;

test economic – test aplicat pentru a evalua viabilitatea economică a proiectelor de capacitate incrementală;

utilizarea reţelei în interiorul sistemului – transportul gazelor naturale în interiorul unui sistem de intrare /ieşire către consumatorii instalaţiile de utilizare ale cărora sunt racordate la acelaşi sistem de intrare / ieşire;

utilizarea reţelei între sisteme – transportul gazelor naturale în interiorul unui sistem de intrare /ieşire către utilizatorii de sistem al altui sistem de intrare /ieşire;

varianta 1 – model de furnizare de informaţii conform căruia informaţiile privind ieşirile cu măsurare zilnică şi nonzilnică se bazează pe repartizarea fluxurilor cu măsurare pe parcursul zilei;

varianta 2 – model de furnizare de informaţii conform căruia informaţiile privind ieşirile cu măsurare nonzilnică constituie prognoza pentru ziua următoare;

venit din prestarea altor servicii decât cele de transport - acea parte a venitului reglementat sau a venitului-ţintă care este recuperată prin alte tarife decât cele privind prestarea serviciului de transport al gazelor naturale;

venit din prestarea serviciului de transport – acea parte a venitului reglementat sau a venitului-ţintă, care este recuperată prin aplicarea tarifelor pentru serviciul de transport al gazelor naturale;

venit reglementat – venitul total din prestarea serviciului de transport al gazelor naturale şi a serviciilor auxiliare de către OST în cursul unei perioade de timp specifice dintr-o anumită perioadă de reglementare, pe care OST are dreptul să-l obţină în cazul regimului tarifar fără plafonarea tarifului şi care este stabilit de către Agenţie;

venit-ţintă – suma dintre venitul prognozat pentru serviciul de transport şi venitul prognozat aferent altor servicii decât cele de transport al gazelor naturale, provenite din prestarea serviciilor de către OST pe parcursul unei perioade de timp specifice dintr-o anumită perioadă de reglementare, în cadrul unui regim tarifar cu plafonarea tarifului;

zona de calitate a gazelor naturale – zona pentru care parametrii de calitate ai gazelor naturale se consideră omogeni şi constanţi pentru o perioadă determinată de timp, fiind alimentate prin unul sau mai multe puncte fizice de intrare în reţeaua de transport al gazelor naturale sau în reţeaua de distribuţie a gazelor naturale;

zonă de echilibrare – sistem de intrare-ieşire căruia i se aplică un regim de echilibrare specific şi care poate include sisteme de distribuţie sau părţi ale acestora.

zi gazieră – perioada cuprinsă între ora 5.00 şi ora 5.00 UTC a zilei următoare, pentru ora de iarnă, şi între ora 4.00 şi ora 4.00 UTC a zilei următoare, pentru ora de vară;

[Pct.5 modificat prin Hot. ANRE nr.328 din 20.06.2025, în vigoare 24.06.2025]

[Pct.5 modificat prin Hot. ANRE nr.442/2020 din 24.11.2020, în vigoare 12.12.2020]

TITLUL II

REŢELELE DE GAZE NATURALE

Secţiunea 1

Punctele de intrare şi de ieşire în/din reţeaua de transport al gazelor naturale

6. În reţeaua de transport al gazelor naturale pot fi evidenţiate următoarele puncte de intrare:

1) puncte fizice de intrare:

a) din alte reţele de transport al gazelor naturale;

b) din instalaţiile de producere a gazelor naturale;

c) din depozitele de stocare;

d) din reţelele de transport ale OST din ţările vecine (puncte de interconectare transfrontaliere);

2) puncte virtuale de intrare:

a) din alte reţele de transport al gazelor natural;

b) din şi instalaţiile de producere a gazelor naturale;

d) din depozitele de stocare;

e) din reţelele de transport ale OST din ţările vecine (puncte de interconectare transfrontaliere).

[Pct.6 modificat prin Hot. ANRE nr.442/2020 din 24.11.2020, în vigoare 12.12.2020]

7. În reţelele de transport al gazelor naturale pot fi evidenţiate următoarele puncte de ieşire:

1) puncte fizice de ieşire:

a) din alte reţele de transport al gazelor naturale;

b) în reţelele de distribuţie a gazelor naturale;

c) spre consumatorii finali, instalaţiile de utilizare ale cărora sunt racordate la reţeaua de transport al gazelor naturale;

d) în depozitele de stocare;

e) în reţelele de transport ale OST din ţările vecine (puncte de interconectare transfrontaliere).

2) puncte virtuale de ieşire:

a) din alte reţele de transport al gazelor naturale;

b) în reţelele de distribuţie a gazelor naturale;

c) în depozitele de stocare;

d) pentru necesităţile proprii, consumuri tehnologice şi pierderile OST;

e) spre consumatorii instalaţiile de utilizare ale cărora sunt racordate la reţeaua de transport al gazelor naturale;

f) în reţelele de transport ale OST din ţările vecine (puncte de interconectare transfrontaliere).

[Pct.7 modificat prin Hot. ANRE nr.442/2020 din 24.11.2020, în vigoare 12.12.2020]

8. Capacitatea tehnică a fiecărui punct virtual se determină prin însumarea capacităţilor tehnice a punctelor fizice de acelaşi tip.

9. Listele punctelor de intrare şi de ieşire fizice şi/sau virtuale pentru care sunt prevăzute capacitatile tehnice zilnice, precum şi Lista grupurilor de puncte de intrare şi de ieşire se elaborează de către OST după consultarea prealabilă a utilizatorilor de sistem. Agenţia examinează şi aprobă lista prezentată de OST în termen de 15 zile lucrătoare de la data prezentării tuturor informaţiilor necesare de către operatorul de sistem. Lista punctelor de intrare/ieşire se modifică prin Hotărârea ANRE. Listele punctelor de intrare şi de ieşire se modifică prin Hotărârea ANRE. OST publică listele punctelor de intrare şi de ieşire pe pagina sa electronică în termen de o zi lucrătoare de la data recepţionării hotărârii respective..

[Pct.9 modificat prin Hot. ANRE nr.442/2020 din 24.11.2020, în vigoare 12.12.2020]

Secţiunea 2

Regulile principale de exploatare a reţelelor de gaze naturale

10. Exploatarea reţelelor de gaze naturale este obligaţia titularilor de licenţă pentru transportul şi distribuţia gazelor naturale.

11. Exploatarea reţelelor de gaze naturale, care constituie obiecte industrial periculoase în condiţii de siguranţă, fiabilitate şi eficienţă a funcţionării reţelelor de gaze naturale se asigură prin respectarea prevederilor Legii nr.116 /2012 cu privire la securitatea industrială a obiectelor industrial periculoase, Cerinţelor minime de securitate privind exploatarea sistemelor de distribuţie a gazelor naturale combustibile naturale aprobate prin Hotărârea Guvernului nr.552 din 12 iulie 2017, Regulamentul privind situaţiile excepţionale pe piaţa gazelor naturale şi Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale pe piaţa gazelor naturale aprobate prin Hotărârea Guvernului nr.207 din 3 aprilie 2019, Regulamentul privind modul de transmitere a reţelelor de gaze întreprinderilor de gaze ale Societăţii pe Acţiuni "Moldovagaz" la deservire tehnică aprobat prin Hotărârea Guvernului nr.683 din 18 iunie 2004.

12. Pentru exploatarea reţelelor de gaze naturale în conformitate cu reglementările şi documentele normativ-tehnice în domeniu, titularii de licenţe au obligaţia de a dispune de personal calificat şi de dotare tehnică corespunzătoare categoriilor de lucrări.

13. Operatorul de sistem organizează, în conformitate cu prevederile Legii nr.108/2016, Legii nr.592/1995 cu privire la transportul prin conducte magistrale şi Legii nr.116/2012 privind securitatea industrială a obiectelor industriale periculoase, servicii specializate de exploatare, întreţinere şi intervenţie tehnică, în caz de incidente sau avarii, având în posesie mijloace de transport, mecanisme, utilaje şi materiale necesare, în scopul:

1) asigurării capacităţii pe termen lung a reţelelor de gaze naturale;

2) efectuării controlului stării tehnice a reţelelor de gaze naturale pentru determinarea necesităţii reparaţiilor capitale sau înlocuirii lor;

3) efectuării reparaţiei capitale a reţelelor de gaze naturale;

4) efectuării lucrărilor de întreţinere a reţelelor de gaze naturale, în termenii stabiliţi;

5) efectuării reparaţiei curente a reţelelor de gaze naturale;

6) reconstrucţiei şi modernizării reţelelor de gaze naturale sau a echipamentului învechit şi uzat, în termenii stabiliţi;

7) efectuării conectării şi deconectării instalaţiilor tehnice, sistemelor tehnologice şi instalaţiilor de utilizare, inclusiv şi ale celor cu program sezonier;

8) efectuării deconectării reţelelor de gaze naturale, instalaţiilor tehnice, sistemelor tehnologice şi ale instalaţiilor de utilizare, inclusiv şi ale celor inactive;

9) prevenirii situaţiilor de avarie şi remedierea în termen a avariilor din reţelele de gaze naturale;

10) informării, conform prevederilor legale, a agenţilor economici şi populaţiei referitor la locul de amplasare şi zonele de protecţie a reţelelor de gaze naturale şi cu privire la măsurile de securitate necesare.

14. Operatorul de sistem trebuie să-şi îndeplinească obligaţiile de exploatare a reţelelor de gaze naturale în aşa mod, încât să nu afecteze sau, în anumite cazuri, să afecteze cât mai puţin funcţionarea instalaţiilor de gaze naturale racordate la reţelele de gaze naturale. În cazul posibilelor afectări a continuităţii livrării gazelor naturale, utilizatorii de sistem sunt informaţi, conform prevederilor Regulamentului cu privire la calitatea serviciilor de transport şi de distribuţie a gazelor naturale.

15. Reţelele de gaze naturale se exploatează cu respectarea zonelor de protecţie stabilite în conformitate cu Regulamentul privind zonele de protecţie a reţelelor de gaze naturale, aprobat prin Hotărârea Guvernului nr.1104 din 14 noiembrie 2018.

Secţiunea 3

Parametrii de calitate ai gazelor naturale

16. Parametrii de calitate, indicatorii fizico-chimici şi alte caracteristici ai gazelor naturale sunt stabiliţi conform standardelor de calitate aprobate de organismul naţional de standardizare şi prevăzute la pct.26 din prezentul Cod.

17. Determinarea parametrilor de calitate a gazelor naturale livrate în/din reţelele de gaze naturale se efectuează în conformitate cu condiţiile stabilite în prezentul Cod, acordurile de interconectare şi acordurile de operare, încheiate între părţile implicate în procesul de predare-preluare a gazelor naturale.

18. Determinarea parametrilor de calitate ai gazelor naturale se efectuează doar de laboratoarele chimice de încercări acreditate pentru efectuarea acestei activităţi.

19. Parametrii de calitate a gazelor naturale, în mod obligatoriu, se indică în acordurile de operare în punctul de interconectare şi contractele de furnizare a gazelor naturale.

20. La predarea-preluarea gazelor naturale se transmite informaţia privind parametrii de calitate ai gazelor naturale, determinată de OST. La predarea-preluarea gazelor naturale responsabil pentru respectarea cerinţelor faţă de parametrii de calitate ai gazelor naturale stabiliţi este operatorul de sistem din amonte punctului de predare.

21. Parametrii de calitate ai gazelor naturale determinaţi de OST se vor utiliza pentru toate punctele de predare-preluare comercială a gazelor naturale din această zonă. Puterea calorifică corespunzătoare fiecărei zone de calitate a gazelor naturale se determină lunar ca media ponderată a puterilor calorifice aferente fiecărui punct de intrare, prin care se alimentează această zonă.

22. Determinarea parametrilor de calitate ai gazelor naturale în punctele de intrare în reţeaua de transport al gazelor naturale se efectuează cu utilizarea cromatografelor şi higrometrelor online, cu înregistrarea orară a valorilor acestora.

23. Operatorul de sistem este în drept să nu accepte intrarea gazelor naturale în reţelele de gaze, în cazurile în care parametrii de calitate ai gazelor naturale în punctele de intrare nu corespund cerinţelor stabilite în prezentul Cod, acordurilor de operare încheiate între părţi.

24. În cazul ieşirii din funcţiune a echipamentelor online, prin coordonare cu OST adiacent, în perioada remedierii defecţiunii se admite determinarea parametrilor de calitate ai gazelor naturale de către laboratoarele chimice de încercări acreditate.

25. Locurile de prelevare a probelor pentru determinarea parametrilor de calitate ai gazelor naturale în alte puncte ale reţelelor de transport al gazelor naturale, unde nu sunt utilizate cromatografe şi higrometre online, se coordonează de către OST adiacenţi, OST cu OSD sau consumatorii direct racordaţi la reţelele de transport, în baza acordurilor de operare încheiate.

26. Pentru punctele de intrare/ieşire ale reţelelor de transport al gazelor naturale se determină următorii parametri de calitate ai gazelor naturale:

1) puterea calorifică inferioară, şi superioară, kWh/m³;

2) domeniul valorilor indicelui Wobbe (superior), kWh/m³;

3) abaterea admisibilă a indicelui Wobbe de la valoarea nominală;

4) concentraţia masică a acidului sulfhidric, g/m³;

5) concentraţia masică a sulfului mercaptan, g/m³;

6) fracţia volumetrică a oxigenului,%;

7) masa impurităţilor mecanice în 1 m³, g.

27. Periodicitatea determinării parametrilor de calitate ai gazelor naturale, în cazul utilizării laboratoarelor chimice de încercări acreditate, este de cel puţin o dată pe săptămână.

28. În cazul schimbării valorii densităţii gazelor cu mai mult de 0,01 kg/m³, parametrii de calitate ai gazelor naturale se vor determina suplimentar (extraordinar) în laboratoarele chimice de încercări acreditate. Parametrii de calitate ai gazelor naturale determinaţi se vor modifica extraordinar (operativ) în calculatoarele de debit pentru punctele de predare-preluare comercială a gazelor naturale cu un debit lunar de peste 200 mii m³, în cazul schimbării valorii densităţii gazelor cu peste 0,01 kg/m³, şi pentru punctele de predare-preluare comercială a gazelor naturale cu un debit lunar cuprins între 50 şi 200 mii m³, la schimbarea valorii densităţii gazelor cu peste 0,02 kg/m³.

29. La prelevarea probelor de gaze naturale, pentru efectuarea încercărilor acestora în laboratoare de încercări acreditate au dreptul să asiste reprezentanţii părţilor, implicate în procesul de predare-preluare a gazelor naturale în punctul respectiv.

30. OST modifică gradul de odorizare a gazelor naturale predate la ieşirea din reţelele de transport, în reţelele de distribuţie, la solicitarea în scris a OSD.

31. OST prezintă utilizatorilor de sistem informaţia solicitată privind parametrii de calitate ai gazelor naturale predate.

32. Rapoartele lunare privind parametrii de calitate ai gazelor naturale vor fi publicate pe pagina electronică a OST.

CAPITOLUL III

INTEROPERABILITATEA ÎN CADRUL SISTEMULUI DE GAZE NATURALE

ŞI SCHIMBUL DE DATE CU OPERATORII DE SISTEM

Secţiunea 1

Acordurile de operare

33. Pentru stabilirea procedurilor armonizate pentru operarea şi exploatarea reţelelor de gaze naturale interconectate, cu scopul de a asigura interoperabilitatea şi schimbul de date: operatorii de sistem adiacenţi, operatorul depozitului de stocare, producătorii de gaze naturale, vor încheia acorduri de operare pentru fiecare punct de interconectare, care vor stabili:

1) regulile pentru gestionarea fluxurilor de gaze naturale;

2) principiile de măsurare a cantităţilor (volumelor) de gaze naturale şi de prezentare a informaţiei privind parametrii de calitate ai gazelor naturale;

3) procesul de concordanţă;

4) proceduri de comunicare (schimbul de informaţii, inclusiv termenele de transmitere a acestora);

5) detalii cu privire la parametrii tehnici pentru fiecare punct fizic de intrare/ieşire;

6) drepturile, obligaţiile şi răspunderea părţilor;

7) proceduri pentru situaţii excepţionale;

8) procedura de soluţionare a litigiilor care decurg din acordul de operare;

9) procedura de modificare a acordului de operare.

34. OST adiacenţi vor prevedea în acordurile de operare condiţii specifice de determinare a cantităţilor (volumelor) de gaze naturale pe sectoarele de bilanţ comun, precum şi mecanisme de predare-preluare a gazelor naturale prin punctele de interconectare convenite de părţi în care lipsesc echipamente (sisteme) de măsurare a gazelor naturale.

Secţiunea 2

Gestionarea fluxurilor de gaze naturale

35. În scopul asigurării condiţiilor de funcţionare, programare şi gestionare a fluxurilor de gaze naturale prin reţelele de gaze naturale în mod continuu, fiabil şi eficient operatorii de sistem vor organiza şi desfăşura conducerea prin dispecer a fluxurilor de gaze naturale.

36. Conducerea prin dispecer a fluxurilor de gaze naturale prin reţelele de gaze naturale este o activitate specifică sistemului de gaze naturale, exercitată prin unităţi specializate, denumite centre/servicii de dispecerat, care au relaţii ierarhizate de autoritate, competenţă, comandă şi subordonare între ele.

37. Pentru gestionarea fluxurilor de gaze naturale este necesar ca:

1) OST adiacenţi să se asigure că procedurile stabilite facilitează în punctul de interconectare un flux de gaze naturale controlabil, previzibil şi eficient, conform cererii;

2) OST adiacenţi să se asigure că procedurile stabilite în acordul de operare prevăd cerinţe pentru gestionarea fluxului de gaze naturale prin punctul de interconectare, inclusiv şi pentru reducerea la minim a devierilor de la parametrii prestabiliţi de calitate a fluxului, în urma procesului de concordanţă;

3) prin acordul de operare să se desemneze OST responsabil de gestionarea fluxului de gaze naturale prin punctul de interconectare.

38. OST desemnat este responsabil de gestionarea fluxului de gaze naturale prin punctul de interconectare, cu condiţia, că toţi operatorii de sistem adiacenţi vor respecta obligaţiile contractuale privind presiunea, care va fi menţinută la un nivel de exactitate pentru asigurarea transportului fiabil de gaze naturale şi la un nivel de stabilitate, asigurând funcţionarea eficientă a reţelelor de transport al gazelor naturale.

39. OST desemnat, poate modifica cantităţile (volumele) de gaze naturale sau direcţia fluxului de gaze naturale, iar în caz de necesitate, asupra ambelor poziţii pentru:

1) a respecta prevederile legale, precum şi cerinţele acordurilor de interconectare, care reglementează gestionarea punctului de interconectare;

2) a reacţiona eficient în cazul afectării reţelei de transport al gazelor naturale a OST de o situaţie excepţională;

3) a respecta cerinţele, prevăzute în Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale pe piaţa gazelor naturale şi în Planurile de localizare şi lichidare a situaţiilor de avarie, elaborate în conformitate cu Hotărârea Guvernului nr.207 din 3 aprilie 2019.

40. Întru gestionarea fluxului de gaze naturale, OST adiacenţi vor decide asupra cantităţii şi direcţiei fluxului de gaze naturale pentru fiecare punct de interconectare în parte, precum şi pentru fiecare zi gazieră.

41. Cantitatea şi direcţia fluxurilor de gaze naturale, stabilite de către OST adiacenţi reflectă:

1) rezultatul procesului de concordanţă;

2) măsurile eficiente de gestionare a fluxurilor de gaze naturale, convenite între OST adiacenţi în următoarele scopuri:

a) sporirea/diminuarea parametrilor prestabiliţi ai fluxului de gaze naturale;

b) divizarea fluxului de gaze naturale la punctul de interconectare virtual, dacă există;

c) schimbarea direcţiei fluxului de gaze naturale;

d) eficienţa costurilor de operare;

e) orice măsură, care gestionează divergenţele apărute în urma diferenţei parametrilor de calitate ai gazelor naturale, cerinţelor de odorizare.

Secţiunea 3

Evidenţa şi schimbul de informaţii

42. Operatorii de sistem au obligaţia de a întocmi şi a ţine evidenţa unui set de informaţii în conformitate cu prevederile prezentului Cod.

43. Operatorii de sistem realizează schimbul de informaţii cu alţi operatori de sistem interconectaţi cu respectarea prevederilor stabilite în acordurile de operare.

44. La desfăşurarea activităţilor, operatorii de sistem realizează schimbul de informaţii cu terţii în condiţiile prevăzute de prezentul Cod şi Regulamentul privind accesul la reţelele de transport al gazelor naturale şi gestionarea congestiilor, aprobat prin Hotărârea ANRE nr.421/2019 (în continuare – Regulamentul privind accesul la reţelele de transport al gazelor naturale şi gestionarea congestiilor).

45. În cazul situaţiilor excepţionale pe piaţa gazelor naturale schimbul de informaţii are loc în conformitate cu Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale pe piaţa gazelor naturale.

46. Informaţiile cu caracter public se pun la dispoziţia persoanelor interesate în condiţiile şi termenele prevăzute de prezentul Cod şi Regulamentul privind accesul la reţelele de transport al gazelor naturale şi gestionarea congestiilor.

47. Operatorii de sistem publică pe pagina lor electronică informaţii privind:

1) serviciile prestate la condiţiile relevante aplicate;

2) informaţia de ordin tehnic necesară pentru asigurarea accesului eficient al utilizatorilor de sistem la reţelele de gaze naturale;

3) informaţii privind modul de formare, metodologia de calculare şi structura tarifelor pentru serviciile prestate.

48. Suplimentar la informaţiile prevăzute la pct.47, OST plasează pe pagina sa electronică şi prezintă, la solicitare, următoarele informaţii privind:

1) capacităţile tehnice, capacităţile contractate şi cele disponibile la toate punctele relevante;

2) accesul la reţelele de transport al gazelor naturale şi gestionarea congestiilor;

3) cererea şi oferta în baza prognozelor şi a fluxurilor efective de gaze naturale;

4) măsurile întreprinse, costurile suportate şi veniturile obţinute pentru asigurarea echilibrului în sistemul de gaze naturale.

49. Responsabilitatea pentru forma şi conţinutul informaţiei, revine părţii care publică sau pune la dispoziţie informaţia corespunzătoare.

50. OST comunică operatorilor de sistem adiacenţi, în momentul depistării, despre avaria declanşată pe sectoarele reţelelor de transport al gazelor naturale sau la staţiile de predare, cu sistarea ulterioară a livrării gazelor naturale la ele.

51. La cererea OST, producătorii, alţi OST, OSD, operatorii depozitelor de stocare, furnizorii şi consumatorii finali, instalaţiile de utilizare ale cărora sunt racordate la reţelele de transport al gazelor naturale, prezintă date şi informaţii necesare pentru:

1) examinarea regimurilor de consum şi a caracteristicilor consumului de gaze naturale, alte informaţii necesare pentru reglarea presiunii şi gestionarea schimbului de gaze naturale, a datelor privind producerea gazelor naturale;

2) monitorizarea calităţii serviciului de transport al gazelor naturale;

3) monitorizarea securităţii aprovizionării cu gaze naturale.

52. La cererea OSD, producătorii, alţi OSD, operatorii depozitelor de stocare, furnizorii şi consumatorii finali, instalaţiile de gaze naturale ale cărora sunt racordate la reţelele de distribuţie a gazelor naturale, prezintă, suplimentar la informaţiile prevăzute la pct.51, date şi informaţii necesare pentru:

1) prognozarea cererii de gaze naturale;

2) prestarea serviciilor de sistem.

53. OSD transmite către OST informaţia privind întreruperile planificate în reţeaua de distribuţie a gazelor naturale a OSD, care pot avea impact asupra condiţiilor de preluare a gazelor naturale în punctele de ieşire din reţeaua de transport a gazelor naturale, cu specificarea motivelor apariţiei întreruperilor planificate, a duratei aşteptate a acestora, reducerii capacităţii în punctele de racordare la OST, a valorii parametrilor care nu corespund cu prevederile contractuale.

54. OSD anunţă centrele/serviciile de dispecerat ale OST despre avariile apărute, care pot avea impact asupra funcţionării reţelei de transport al gazelor naturale, în termen de o oră din momentul apariţiei acestora.

55. Operatorii de sistem adiacenţi sunt obligaţi să comunice OST următoarele informaţiile care pot influenţa regimul curent de transport al gazelor naturale în următoarele termene şi condiţii stabilite:

1) în termen de 2 minute din momentul înregistrării, despre avaria sau situaţia excepţională apărută din cauza:

a) opririi avariate a agregatului de comprimare a gazelor naturale, utilizat în cadrul staţiei de comprimare a gazelor naturale;

b) schimbării bruşte a presiunii gazelor naturale la intrarea şi ieşirea în/din staţia de comprimare a gazelor naturale;

c) în cazul avariei sau apariţiei defecţiunii în reţeaua de transport al gazelor naturale, care pot influenţa transportul gazelor în regim de tranzit sau livrarea acestora consumatorilor finali.

2) în termen de 5 minute din momentul depistării, despre micşorarea bruscă a presiunii gazelor la intrarea în staţia de reglare-măsurare şi în cazul avariei sau apariţiei defecţiunii în reţelele de distribuţie a gazelor naturale.

3) în termen de 10 minute din momentul înregistrării, despre avariile şi incidentele produse la obiectele industriale periculoase, precum şi cele produse în sectorul comunal.

4) şi alte informaţii:

a) zilnic, despre: comutările armăturilor de închidere efectuate în reţelele de distribuţie a gazelor naturale, în legătură cu modificările fluxului şi volumelor de gaze naturale;

b) nu mai târziu de 24 de ore până la începere, despre executarea lucrărilor planificate de comutare a armăturilor de închidere şi de modificare a regimului de lucru;

c) în decurs de 3 zile, despre termenele de executare a lucrărilor de reparaţie cu deconectarea instalaţiilor de utilizare a mai mult de 25 de consumatorii finali, precum şi despre termenele de executare a lucrărilor complexe în reţelele de distribuţie a gazelor naturale, care după posibilitate, se vor efectua concomitent cu scoaterea din funcţiune temporară pentru reparaţii a staţiilor de predare ale OST;

d) în termen de 5 zile până la începerea lor, despre:

(1) modificarea presiunii gazelor naturale la ieşirea din staţiile de predare, în legătură cu creşterea consumului de gaze naturale cu mai mult de 20% din volumul mediu zilnic;

(2) planificarea lucrărilor comune pe reţelele de gaze naturale;

(3) verificarea metrologică periodică a echipamentelor de măsurare, instalate la staţiile de predare, care fac parte din zona de echilibrare comună a gazelor naturale;

(4) planificarea lucrărilor de reamplasare a instalaţiilor tehnologice sau a robinetelor, amplasate pe reţelele de transport al gazelor naturale, pentru deconectarea sau punerea în funcţiune a unor sectoare ale reţelelor de transport al gazelor naturale, care influenţează regimul de lucru al reţelelor de transport sau de distribuţie.

56. OST adiacenţi:

1) o dată la 2 ore pe parcursul zilei şi zilnic la ora contactată, comunică reciproc următoarea informaţie privind:

a) parametrii de presiune şi temperatură în punctele de intrare / ieşire în/din reţeaua de transport al gazelor naturale, precum şi în punctele de interconectare;

b) regimul de lucru al staţiilor de comprimare;

c) resetarea planificată şi neplanificată a agregatelor de comprimare a gazelor naturale, utilizate în cadrul staţiilor de comprimare;

2) zilnic, până la orele 12:00, comunică reciproc informaţia operativă privind:

a) volumele gazelor naturale primite şi predate prin intermediul staţiilor de predare;

b) volumele gazelor naturale predate tuturor categoriilor de consumatori finali instalaţiile de utilizare ale cărora sunt racordate direct la reţeaua de transport al gazelor naturale;

c) volumele gazelor naturale consumate pentru necesităţi proprii;

d) stocurile de gaze naturale din reţelele de transport al gazelor naturale;

e) volumele consumurilor tehnologice şi pierderilor tehnice de gaze naturale;

f) bilanţul gazelor naturale în sistemul de transport pe o perioadă care cuprinde diurna anterioară şi începutul lunii respective.

3) zilnic, până la ora 14:00:

a) OST va transmite OSD adiacenţi informaţia privind volumul de gaze naturale preluat de la staţiile de predare în ultimele 24 de ore;

b) OSD va transmite utilizatorilor de sistem informaţia privind volumele de gaze naturale utilizate în ultimele 24 de ore de către consumatorii finali cu care utilizatorii de sistem au încheiate contract de furnizare a gazelor naturale.

57. Operatorii de sistem şi utilizatorii de sistem au obligaţia de a păstra confidenţialitatea informaţiilor comerciale obţinute în procesul schimbului de date şi de a nu admite divulgarea sau scurgerea informaţiei către terţi, precum şi folosirea informaţiei obţinute într-un mod contrar practicii comerciale loiale.

58. Operatorii de sistem şi utilizatorii de sistem sunt responsabili de întreprinderea măsurilor de securitate, inclusiv prin:

1) asigurarea securităţii lanţului de comunicare pentru oferirea comunicaţiilor securizate şi fiabile, inclusiv protecţia confidenţialităţii, integritatea şi autenticitatea prin mijloace şi metode sigure criptare, semnătură digitală, confirmare semnată etc.

2) implementarea măsurilor de securitate pentru prevenirea accesului neautorizat la infrastructura sa informaţională (IT);

3) notificarea promptă a părţilor cointeresate privind orice tentativă sau acces neautorizat în propriul sistem.

59. OST este responsabil pentru asigurarea disponibilităţii propriului sistem prin:

1) întreprinderea măsurilor pentru a împiedica ca un singur punct de defectare să provoace indisponibilitatea sistemului de schimb de date, inclusiv până la conexiunea/conexiunile de reţea cu furnizorul de servicii de internet;

2) obţinerea serviciilor şi asistenţei adecvate de la furnizorul de servicii de internet;

3) menţinerea perioadelor de indisponibilitate, ca urmare a întreţinerii IT planificate, la un nivel minim şi informarea în timp util a tuturor părţilor interesate înainte de indisponibilitatea planificată.

TITLUL III

INTEROPERABILITATEA ŞI SCHIMBUL DE DATE

CAPITOLUL I

ACORDURI DE INTERCONECTARE

Secţiunea 1

Conţinutul acordurilor de interconectare

60. OST adiacenţi se asigură că cel puţin termenii şi condiţiile următoare, detaliate în prezentul Capitol, sunt reglementate prin acordurile de interconectare existente şi viitoare pentru fiecare punct de interconectare dotat cu echipamente de măsurare:

1) proceduri privind gestionarea fluxului de gaze naturale;

2) principii de măsurare a cantităţilor şi a calităţii gazelor naturale;

3) proceduri privind procesul de concordanţă;

4) prevederi privind alocarea cantităţilor de gaze naturale;

5) proceduri de comunicare în caz de situaţii excepţionale;

6) procedura de soluţionare a litigiilor care decurg din acordurile de interconectare;

7) procedura de modificare a acordului de interconectare.

61. OST adiacenţi vor prevedea în acordurile de interconectare condiţii specifice de determinare a cantităţilor de gaze naturale pe sectoarele de bilanţ comun, precum şi mecanisme de predare-preluare a gazelor naturale prin punctele de interconectare, stabilite de părţi, care nu sunt dotate cu echipamente (sisteme) de măsurare a gazelor naturale.

62. OST identifică informaţiile cuprinse în acordurile de interconectare, care îi afectează în mod direct pe utilizatorii de sistem şi îi informează cu privire la informaţiile respective.

63. Înainte de a încheia sau de a modifica un acord de interconectare, care conţine normele menţionate la pct.60, subpunctele 3)-5), OST invită utilizatorii de sistem să prezinte recomandări cu privire la textul propus al normelor respective, cu cel puţin 2 luni înainte ca acordul să fie încheiat sau modificat. OST iau în consideraţie recomandările utilizatorilor de sistem la încheierea sau modificarea acordului de interconectare.

64. Prevederile obligatorii ale acordurilor de interconectare stabilite la pct.60 sau orice modificări aduse acestor acorduri, încheiate după intrarea în vigoare a prezentului Cod, se prezintă Agenţiei de către OST, în termen de 10 zile de la încheierea/modificarea acordului. De asemenea, OST prezintă în scris acordurile de interconectare, la cererea Organului central de specialitate al administraţiei publice în domeniul energeticii în termen de 10 zile.

65. Dacă OST adiacenţi nu reuşesc să convină în acordul lor de interconectare asupra unuia sau mai mulţi termeni şi condiţii stabilite la pct.66-79, ei încheie un acord de interconectare pe baza modelului ENTSO-G în privinţa prevederilor asupra cărora nu au reuşit să convină.

Secţiunea 2

Norme privind gestionarea fluxului de gaze naturale

66. Pentru controlul fluxului de gaze naturale, OST adiacenţi:

1) asigură că sunt stabilite norme pentru facilitarea unui flux controlabil, precis, previzibil şi eficient de gaze naturale prin punctul de interconectare;

2) asigură că sunt stabilite norme pentru direcţionarea fluxului de gaze naturale prin punctul de interconectare şi pentru reducerea la minimum a devierilor de la flux în urma procesului de concordanţă;

3) desemnează OST responsabil de direcţionarea fluxului de gaze naturale prin punctul de interconectare. Dacă OST adiacenţi nu reuşesc să convină asupra acestei desemnări, OST care exploatează echipamentele de control al fluxului, în cooperare cu celălalt sau cu ceilalţi OST, este cel responsabil pentru direcţionarea fluxului de gaze naturale prin punctul de interconectare.

67. Pentru a direcţiona fluxul de gaze naturale, OST adiacenţi decid cu privire la cantitatea şi direcţia fluxului de gaze naturale pentru fiecare punct de interconectare şi pentru fiecare oră a zilei gaziere.

68. OST desemnat în conformitate cu pct.66, subpunctul 3) este responsabil de direcţionarea fluxului de gaze naturale prin punctul de interconectare, cu condiţia că obligaţiile contractuale privind presiunea să fie respectate de toţi OST adiacenţi:

1) la un nivel de precizie suficient pentru a reduce la minimum diferenţa de direcţionare;

2) la un nivel de stabilitate conform cu utilizarea eficientă a reţelelor de transport al gazelor naturale.

69. Cantitatea şi direcţia fluxului de gaze naturale stabilite de către OST adiacenţi reflectă:

1) rezultatul procesului de concordanţă;

2) corecţia contului de echilibrare operaţională;

3) orice măsuri eficiente de control al fluxului convenite de OST adiacenţi în scopuri precum sporirea, diminuarea, fluxul minim, divizarea fluxului la punctul de interconectare virtual, dacă există, şi/sau schimbarea direcţiei fluxului sau eficienţa costurilor de exploatare;

4) orice măsură care gestionează restricţiile comerciale transfrontaliere datorate diferenţelor de calitate ale gazelor naturale, în conformitate cu pct.93-95 şi practicile de odorizare, în conformitate cu pct.102-105.

70. Un OST poate decide să modifice cantitatea de gaze naturale sau direcţia fluxului de gaze naturale sau ambele, dacă acest lucru este necesar, pentru:

1) a respecta dispoziţiile stabilite în legislaţia naţională (Regulamentul privind situaţiile excepţionale pe piaţa gazelor naturale, Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale pe piaţa gazelor naturale, aprobate prin Hotărârea Guvernului nr.207 din 3 aprilie 2019).

2) a respecta cerinţele stabilite în planurile de urgenţă şi în planurile de acţiune preventiv elaborate în conformitate cu acquis-ul Comunităţii Energetice privind securitatea aprovizionării cu gaze naturale;

3) a reacţiona în cazul în care reţeaua de gaze naturale a operatorului de sistem este afectată de un eveniment excepţional.

Secţiunea 3

Principii de măsurare a cantităţii şi determinării calităţii gazelor naturale

71. Referitor la principiile de măsurare a cantităţii şi calităţii gazelor naturale, OST adiacenţi se asigură că:

1) detaliile privind standardele de măsurare aplicabile la punctul de interconectare sunt stabilite;

2) OST responsabil de instalarea, exploatarea şi întreţinerea echipamentului de măsurare este identificat. Acest operator de sistem are obligaţia de a pune la dispoziţia celuilalt sau celorlalţi OST adiacenţi, la timp şi cu o frecvenţă determinată, toate informaţiile şi datele referitoare la măsurarea fluxurilor de gaze naturale la punctul de interconectare.

72. Instalarea, exploatarea şi întreţinerea echipamentului de măsurare la un punct de interconectare ia în considerare cerinţele tehnice impuse de reglementările naţionale ale OST adiacenţi.

73. OST adiacenţi convin asupra principiilor de măsurare, care trebuie să includă cel puţin:

1) descrierea staţiei de măsurare, inclusiv echipamentele de măsurare şi de analiză care urmează să fie folosite şi detalii privind orice echipament secundar, care ar putea fi folosit în caz de defecţiune;

2) parametrii de calitate ai gazelor naturale, volumul şi energia care se măsoară, precum şi intervalul şi marja maximă de eroare sau de incertitudine admisă cu care funcţionează echipamentul de măsurare, frecvenţa măsurătorilor, unităţile de măsură folosite şi standardele în conformitate cu care se realizează măsurarea, precum şi orice factori de conversie utilizaţi;

3) procedurile şi metodele utilizate pentru calcularea parametrilor care nu sunt măsuraţi direct;

4) descrierea metodei de calcul a erorii sau a erorii maxime admise la determinarea cantităţii transportate;

5) descrierea procesului de validare a datelor utilizat pentru parametrii măsuraţi;

6) validarea măsurărilor şi măsurile de asigurare a calităţii, inclusiv procedurile de verificare şi de ajustare care urmează să fie convenite între OST adiacenţi;

7) modul, inclusiv frecvenţa şi conţinutul, în care se pun la dispoziţie datele în rândul OST adiacenţi referitor la parametrii măsuraţi;

8) lista specifică a semnalelor şi alarmelor care trebuie transmise de OST sau OST adiacenţi care exploatează echipamentele de măsurare către celălalt sau ceilalţi OST adiacenţi;

9) metoda de determinare a unei corecţii pentru o măsurare şi procedurile ulterioare care ar putea fi necesare într-o situaţie temporară în care se constată că echipamentul de măsurare realizează sau a realizat înregistrări eronate fie mai puţin, fie mai mult faţă de intervalul său de incertitudine definit. OST respectiv ia măsuri corespunzătoare pentru a pune capăt acestei situaţii;

10) normele care se aplică între OST adiacenţi în cazul defectării echipamentului de măsurare;

11) normele care se aplică între OST adiacenţi privind:

a) accesul la echipamentul de măsurare;

b) verificări suplimentare ale echipamentului de măsurare;

c) înlocuirea echipamentului de măsurare;

d) prezenţa în timpul lucrărilor de calibrare şi de întreţinere a echipamentului de măsurare.

74. Dacă OST adiacenţi nu îşi respectă obligaţiile prevăzute la pct.71 şi 73:

1) OST care deţine controlul echipamentului de măsurare este responsabil de instalarea, exploatarea şi întreţinerea acestui echipament şi de punerea la dispoziţia celuilalt OST, în cel mai scurt timp, a datelor privind măsurarea fluxului de gaze naturale la punctul de interconectare;

2) se aplică standardul SM EN 1776, Infrastructura pentru gaze. Sisteme de măsurare a gazelor. Prescripţii funcţionale.

Secţiunea 4

Regulile privind procesul de concordanţă

75. În cadrul procesului de concordanţă, OST adiacenţi stabilesc:

1) normele care detaliază procesul de concordanţă, ţinând cont, după caz, de dispoziţiile privind nominalizarea zilnică-orară;

2) normele care reglementează comunicarea şi prelucrarea datelor relevante dintre OST adiacenţi pentru a calcula cantităţile prelucrate şi cantităţile confirmate de gaze naturale pentru utilizatorii de sistem, precum şi cantitatea de gaze naturale care trebuie programată să fie livrată la punctul (punctele) de interconectare.

76. Nominalizările şi renominalizările se gestionează în conformitate cu următoarele prevederi:

1) aplicarea unei reguli de concordanţă duce la cantităţi confirmate identice pentru fiecare pereche de utilizatori de sistem la ambele părţi ale punctului de interconectare, atunci când cantităţile prelucrate nu sunt aliniate;

2) OST adiacenţi pot conveni să menţină sau să implementeze o altă regulă de concordanţă decât regula valorii inferioare, cu condiţia ca această regulă să fie publicată şi ca utilizatorii de sistem să fie invitaţi să prezinte obiecţii şi propuneri cu privire la regula de concordanţă propusă în termen de cel puţin 2 luni de la publicarea regulii de concordanţă;

3) OST adiacenţi precizează rolurile care le revin în procesul de concordanţă, indicând dacă sunt OST iniţiator sau cel concordant;

4) OST adiacenţi precizează calendarul aplicabil pentru procesul de concordanţă în cadrul ciclului de nominalizare sau renominalizare, având în vedere că întregul proces de concordanţă nu trebuie să dureze mai mult de 2 ore de la începutul ciclului de nominalizare sau renominalizare, şi iau în considerare următoarele:

a) datele care trebuie schimbate între OST adiacenţi pentru ca aceştia să poată informa utilizatorii de sistem cu privire la cantităţile lor confirmate înainte de încheierea ciclului de nominalizare sau renominalizare, incluzând cel puţin datele menţionate la pct.78, subpunct 2);

b) procesul de schimb de date definit la lit.a) permite OST adiacenţi să efectueze toate etapele de calcul şi de comunicare în mod corect şi la timp.

77. La prelucrarea nominalizărilor pentru un punct de interconectare, OST adiacenţi se asigură că fluxul de gaze naturale la ambele părţi ale punctului de interconectare este calculat pe o bază consecventă, care ţine cont de orice reducere temporară a capacităţii ca urmare a oricăreia dintre condiţiile menţionate la pct.70 la una sau la ambele părţi ale punctului de interconectare.

78. Fiecare acord de interconectare prevede dispoziţii privind schimbul de date pentru procesul de concordanţă:

1) utilizarea schimbului de date între OST adiacenţi pentru procesul de concordanţă;

2) informaţiile armonizate cuprinse în schimbul de date pentru procesul de concordanţă, care trebuie să conţină cel puţin următoarele:

a) identificarea punctului de interconectare;

b) datele de identificare ale utilizatorului de sistem sau, dacă este cazul, datele de identificare ale portofoliului acestuia;

c) datele de identificare ale părţii care livrează gaze naturale către sau primeşte gaze naturale de la utilizatorul de sistem sau, dacă este cazul, datele de identificare ale portofoliului acesteia;

d) ora de începere şi de încheiere a fluxului de gaze naturale pentru care se realizează concordanţa;

e) ziua gazieră;

f) cantităţile prelucrate şi confirmate;

g) direcţia fluxului de gaze naturale.

79. Cu excepţia cazului în care există dispoziţii contrare convenite de OST adiacenţi în acordul lor de interconectare, se aplică următoarele prevederi:

1) OST folosesc "regula valorii inferioare". Aplicarea regulii valorii inferioare ca regulă implicită poate fi restricţionată, doar în cazul în care sunt îndeplinite condiţiile Regulamentului privind accesul la reţelele de transport al gazelor naturale şi gestionarea congestiilor, iar aplicarea acesteia ar împiedica oferirea de capacitate fermă rezultată din procedurile de gestionare a congestiilor;

2) OST care deţine controlul echipamentului de control al fluxului este OST concordant;

3) OST realizează procesul de concordanţă în următoarele etape consecutive:

a) calcularea şi transmiterea cantităţilor de gaze naturale prelucrate de către OST iniţiator, în termen de 45 de minute de la începerea ciclului de nominalizare sau de renominalizare;

b) calcularea şi transmiterea cantităţilor de gaze naturale confirmate de către OST concordant, în termen de 90 de minute de la începerea ciclului de nominalizare sau de renominalizare;

c) transmiterea cantităţilor de gaze naturale confirmate către utilizatorii de sistem şi planificarea fluxului de gaze naturale prin punctul de interconectare de către OST adiacenţi, în termen de 2 ore de la începutul ciclului de nominalizare sau de renominalizare.

Aceste etape succesive trebuie să se realizeze fără a aduce atingere duratei minime a întreruperilor, stabilite în comun de OST adiacenţi, conform pct.76, subpunctul 4). Durata minimă implicită a întreruperii pentru o oră gazieră este de 45 de minute după iniţierea ciclului de renominalizare pentru respectiva oră gazieră. În cazul în care 2 OST doresc să reducă durata întreruperilor, orice acord pe care OST îl încheie în acest sens face obiectul coordonării de către Agenţie.

Secţiunea 5

Alocarea cantităţii de gaze naturale

80. Pentru alocarea cantităţilor de gaze naturale, OST adiacenţi stabilesc norme care să asigure consecvenţa între cantităţile alocate la ambele părţi ale punctului de interconectare.

81. Cu excepţia cazului în care s-a convenit altfel în acordul de interconectare, OST trebuie să utilizeze un cont de echilibrare operaţională. OST care deţine controlul asupra echipamentului de măsurare recalculează în balanţa contului de echilibrare operaţională cantităţile validate şi le comunică operatorului sau OST adiacenţi.

82. În cazul în care se foloseşte un cont de echilibrare operaţională:

1) diferenţa de direcţionare se alocă unui cont de echilibrare operaţională al OST adiacenţi, iar alocările care trebuie realizate de fiecare OST adiacent, către utilizatorii săi de sistem, sunt egale cu cantităţile confirmate;

2) OST adiacenţi menţin un sold al contului de echilibrare operaţională care să fie cât mai apropiat de zero;

3) limitele contului de echilibrare operaţională ţin cont de caracteristicile specifice ale fiecărui punct de interconectare, reţelelor de transport interconectate, în special de:

a) caracteristicile fizice ale punctului de interconectare;

b) capacitatea de stocare în conductă a fiecărei reţele de transport al gazelor naturale;

c) capacităţile tehnice totale la punctul de interconectare;

d) dinamica fluxului de gaze naturale în reţelele de transport interconectate.

În cazul în care limitele definite ale contului de echilibrare operaţională sunt atinse, OST adiacenţi pot conveni să extindă aceste limite pentru a oferi utilizatorilor de sistem alocări care sunt egale cu cantităţile lor confirmate sau, altfel, pentru a aloca utilizatorilor de sistem în mod proporţional cantităţile de gaze naturale bazate pe cantitatea măsurată de gaze naturale.

83. OST adiacenţi pot conveni să menţină sau să implementeze o altă regulă de alocare decât contul de echilibrare operaţională, cu condiţia ca această regulă să fie publicată şi ca utilizatorii de sistem să fie invitaţi să prezinte observaţii cu privire la regula de alocare propusă în termen de cel puţin 2 luni de la publicarea regulii de alocare.

Secţiunea 6

Proceduri de comunicare în caz de situaţii excepţionale

84. OST adiacenţi se asigură că sunt stabilite proceduri de comunicare, care permit o comunicare rapidă şi simultană în cazul situaţiilor excepţionale. Comunicarea dintre OST implicaţi se realizează verbal în limba stabilită de operatorii de sistem, pentru informare, fiind urmată de o confirmare scrisă în format electronic.

85. OST afectat de o situaţie excepţională trebuie, ca o condiţie minimă, să informeze utilizatorii de sistem cu privire la subpunctele 2) şi 3) din prezentul punct, dacă există un impact potenţial asupra cantităţilor lor confirmate, şi operatorul sau OST adiacenţi cu privire la subpunctele 1) şi 3) în legătură cu apariţia evenimentului excepţional, şi, de asemenea, trebuie să furnizeze toate informaţiile necesare cu privire la:

1) impactul posibil asupra cantităţilor şi a calităţii gazelor naturale care pot fi transportate prin punctul de interconectare;

2) impactul posibil asupra cantităţilor confirmate pentru utilizatorii de sistem care sunt activi la punctul (punctele) de interconectare respective;

3) sfârşitul preconizat şi cel real al situaţiei excepţionale.

Secţiunea 7

Soluţionarea litigiilor care decurg din acordurile de interconectare

86. OST adiacenţi depun toate eforturile pentru a soluţiona pe cale amiabilă orice litigiu care decurge din sau în legătură cu acordul de interconectare şi specifică în cadrul acestuia un mecanism de soluţionare a litigiilor, care nu au putut fi soluţionate pe cale amiabilă.

87. Mecanismul de soluţionare a litigiilor precizează cel puţin:

1) legea aplicabilă; şi

2) instanţa competentă sau termenii şi condiţiile numirii experţilor fie în cadrul unui forum instituţional, fie pe bază ad-hoc, ceea ce poate include şi arbitrajul.

Secţiunea 8

Procedura de modificare a acordului de interconectare

88. OST adiacenţi instituie o procedură transparentă şi detaliată de modificare a acordurilor de interconectare, care să înceapă printr-o notificare scrisă a unuia dintre OST.

89. Dacă OST adiacenţi nu reuşesc să ajungă la un acord în privinţa procedurii de modificare, ei pot utiliza mecanismele de soluţionare a litigiilor, în conformitate cu pct.87.

CAPITOLUL III

UNITĂŢI

Secţiunea 1

Setul comun de unităţi

90. Fiecare OST trebuie să utilizeze setul comun de unităţi definit în prezenta Secţiune, pentru orice schimb de date şi publicare de date în conformitate cu Legea nr.108/2016.

91. Pentru parametrii de presiune, temperatură, volum, putere calorifică superioară, energie şi indicele Wobbe, OST utilizează:

1) presiune: bar

2) temperatură: °C (grad Celsius)

3) volum: m³

4) putere calorifică superioară: kWh/m³

5) energie (pe baza puteri calorifice superioare): kWh

6) indicele Wobbe (pe baza puteri calorifice superioare): kWh/m³

Pentru presiune, OST trebuie să indice dacă este vorba de presiunea absolută [bar a)] sau de presiunea relativă [bar g)].

Condiţiile de referinţă pentru volum sunt 0 °C şi 1,01325 bar. Pentru puterea calorifică superioară, energie şi indicele Wobbe, temperatura de ardere de referinţă trebuie să fie ± 25 °C.

La comunicarea datelor privind volumul, puterea calorifică superioară, energia şi indicele Wobbe, OST precizează în ce condiţii de referinţă au fost calculate valorile respective.

Obligaţia de publicare a datelor prevăzute în pct.90-91 se aplică punctelor relevante definite la pct.4 din Regulamentul privind accesul la reţelele de transport a gazelor naturale şi gestionarea congestiilor.

În cazurile în care o Parte contractantă este conectat o altă Parte contractantă sau stat membru, OST adiacenţi şi părţile cu care aceştia comunică pot conveni să utilizeze în continuare alte condiţii de referinţă pentru schimbul de date în conformitate cu Regulamentul privind accesul la reţelele de transport al gazelor naturale şi gestionarea congestiilor în conformitate cu decizia Agenţiei.

92. OST şi părţile cu care aceştia comunică în conformitate cu Legea nr.108/2016 pot decide de comun acord să folosească, pe lângă setul comun de unităţi, unităţi adiţionale sau condiţii de referinţă suplimentare pentru schimbul de date sau pentru publicarea de date. Într-o astfel de situaţie, conversia la condiţiile de referinţă se face pe baza compoziţiei reale a gazelor naturale. Dacă datele relevante privind compoziţia gazelor naturale nu sunt disponibile, factorii de conversie utilizaţi trebuie să fie în conformitate cu Factorii de conversie între condiţiile de referinţă, pe baza SM EN ISO 13443 "Gaz natural. Condiţii de referinţă standard", în versiunea aplicabilă în momentul respectiv.

CAPITOLUL IV

CALITATEA GAZELOR NATURALE ŞI ODORIZAREA

Secţiunea 1

Gestionarea restricţiilor comerciale transfrontaliere cauzate de diferenţele de calitate a gazelor naturale

93. OST cooperează pentru a evita restricţiile în calea comerţului transfrontalier din cauza diferenţelor de calitate a gazelor naturale. Aceste acţiuni, iniţiate şi efectuate de OST în cadrul operaţiunilor lor standard, pot include, printre altele, schimbarea şi amestecarea.

94. În cazul în care o restricţie în calea comerţului transfrontalier datorată diferenţelor parametrilor de calitate a gazelor naturale nu poate fi evitată de către OST şi este recunoscută de Agenţie şi autorităţile naţionale de reglementare competente pentru OST adiacenţi, aceste autorităţi pot cere OST să efectueze, în termen de 12 luni, acţiunile menţionate la subpunctul 1)-5), în ordine:

1) să coopereze şi să dezvolte opţiuni fezabile din punct de vedere tehnic, fără a modifica specificaţiile privind calitatea gazelor naturale, printre care se pot număra angajamente privind fluxul şi tratarea gazelor naturale, pentru a elimina restricţia recunoscută;

2) să desfăşoare în comun o analiză cost-beneficiu a opţiunilor fezabile din punct de vedere tehnic, pentru a defini soluţii eficiente din punct de vedere economic care să specifice defalcarea costurilor şi a beneficiilor pe categoriile de părţi afectate;

3) să realizeze o estimare a duratei de implementare pentru fiecare opţiune potenţială;

4) să efectueze o consultare publică cu privire la soluţiile fezabile identificate şi să ţină cont de rezultatele consultării;

5) să prezinte Agenţiei spre aprobare, şi celorlalte autorităţi naţionale competente a fiecărui stat Parte Contractantă implicată, spre informare, o propunere comună pentru eliminarea restricţiei recunoscute, inclusiv calendarul de implementare, pe baza analizei cost-beneficiu şi a rezultatelor consultării publice respective.

În cazul în care OST nu ajung la un acord asupra unei soluţii, fiecare OST informează imediat Agenţia.

95. Înainte de adoptarea unei Hotărâri în conformitate cu pct.94, subpunctul 5), Agenţia se consultă cu autorităţile naţionale de reglementare din ţările Părţi Contractante a Comunităţii Energetice. La adoptarea Hotărârii sale, Agenţia ia în considerare avizul Organului central de specialitate al administraţiei publice în domeniul energeticii din statele adiacente, cu scopul de a avea o decizie coordonată bazată pe un acord reciproc.

Secţiunea 2

Monitorizarea pe termen scurt a calităţii gazelor naturale şi publicarea datelor

96. OST publică pe paginile lor electronice, pentru fiecare punct de interconectare şi cu o frecvenţă de cel puţin o dată pe oră în decursul zilei gaziere, indicele Wobbe şi puterea calorifică superioară a gazelor naturale care intră în reţelele lor de transport al gazelor naturale la toate punctele fizice de interconectare.

97. Ca excepţie, pentru punctele de interconectare care nu dispun de un echipament de măsurare adecvat în momentul adoptării prezentului Cod, frecvenţa de publicare a indicelui Wobbe şi a puterii calorifice superioare este o dată pe zi gazieră. În astfel de cazuri, OST este obligat să depună fără întârziere la Agenţie o cerere de derogare. Cererea de derogare trebuie să includă o propunere privind instalarea unui echipament adecvat de măsurare, cu termenul exact de punere în funcţiune a acestuia, care nu poate depăşi 2 ani. Derogarea trebuie să fie confirmată de Agenţie.

Secţiunea 3

Prezentarea informaţiilor cu privire la variaţiile de calitate

a gazelor naturale pe termen scurt

98. Pe lângă punctele de interconectare, prezenta Secţiune se aplică şi altor puncte ale reţelei de transport al gazelor naturale la care este măsurată calitatea gazelor naturale.

99. Un OST selectează una sau mai multe din următoarele părţi cărora să le transmită informaţii privind variaţia calităţii gazelor naturale:

1) consumatorii finali instalaţiile de utilizare ale cărora sunt racordate la reţeaua de transport al gazelor naturale a OST, procesele operaţionale ale cărora sunt afectate în mod negativ de variaţiile de calitate a gazelor naturale sau utilizatorul de sistem care acţionează în numele unui consumator final ale cărui procese operaţionale sunt afectate în mod negativ de variaţiile de calitate a gazelor naturale, atunci când nu este încheiat un contract direct între OST şi consumatorii finali respectivi;

2) OSD racordaţi direct la reţeaua de transport al gazelor naturale a OST, având consumatori finali racordaţi ale căror procese operaţionale sunt afectate în mod negativ de variaţiile de calitate a gazelor naturale;

3) operatorii depozitelor de stocare racordate direct la reţeaua de gaze naturale a OST, ale căror procese operaţionale sunt afectate în mod negativ de variaţiile de calitate a gazelor naturale.

100. Fiecare OST are obligaţia:

1) să definească şi să menţină o listă a părţilor îndreptăţite să primească informaţii privind calitatea gazelor naturale;

2) să coopereze cu părţile menţionate în lista de mai sus, pentru a evalua:

a) informaţiile cu privire la parametrii de calitate a gazelor naturale care trebuie prezentate;

b) frecvenţa cu care trebuie prezentate informaţiile;

c) marja de timp;

d) metoda de comunicare.

101. Pct.100 nu impune OST obligaţia de a instala echipamente de măsurare sau de previzionare suplimentare, cu excepţia cazului în care Agenţia stabileşte altfel. Informaţiile menţionate la pct.100, subpunctul 2), lit.a) sunt prezentate ca fiind cea mai bună estimare a OST la un moment dat şi sunt pentru uzul intern al destinatarului informaţiilor.

Secţiunea 4

Gestionarea restricţiilor comerciale transfrontaliere datorate diferenţelor

în privinţa practicilor de odorizare

102. În cazul în care o restricţie în calea comerţului transfrontalier datorată diferenţelor în privinţa practicilor de odorizare nu poate fi evitată de către OST şi este recunoscută de organul abilitat în domeniul securităţii industriale, acesta poate cere OST să ajungă, în termen de 6 luni, la un acord care poate include angajamente privind fluxul şi schimbările, pentru a soluţiona orice restricţie recunoscută. OST prezintă acordul respectiv la Agenţie, spre aprobare.

103. În cazul în care nu se poate ajunge la un acord între OST după perioada de 6 luni sau în cazul în care Agenţia convine cu autorităţile naţionale de reglementare competente ale OST adiacenţi, că acordul propus de OST adiacent nu este suficient pentru a înlătura restricţia, OST, în colaborare cu Agenţia şi autorităţile naţionale de reglementare competente ale OST adiacenţi, în următoarele 12 luni, definesc un plan detaliat care să stabilească cea mai rentabilă metodă de a elimina o restricţie recunoscută la punctul de interconectare transfrontalier respectiv.

104. În scopul îndeplinirii obligaţiilor care le revin în temeiul pct.102, OST trebuie să realizeze următoarele acţiuni, în consecutivitate:

1) să elaboreze opţiuni pentru înlăturarea restricţiei, prin identificarea şi evaluarea:

a) unei treceri la un flux fizic transfrontalier de gaze naturale neodorizat;

b) fluxului fizic potenţial de gaze naturale odorizat în reţeaua de transport neodorizată sau într-o parte a acesteia şi în sistemele interconectate din aval;

c) unui nivel acceptabil de agent odorizant pentru fluxul fizic transfrontalier de gaze naturale;

2) să desfăşoare în comun o analiză cost-beneficiu a opţiunilor fezabile din punct de vedere tehnic, pentru a defini soluţii eficiente din punct de vedere economic. Această analiză trebuie:

a) să ţină cont de nivelul de siguranţă;

b) să includă informaţii cu privire la volumele de gaze naturale planificate să fie transportate şi la detaliile privind costurile investiţiilor necesare în infrastructură;

c) să specifice defalcarea costurilor şi a beneficiilor pe categoriile de părţi afectate;

3) să realizeze o estimare a duratei de implementare pentru fiecare opţiune potenţială;

4) să efectueze o consultare publică şi să ţină cont de rezultatele acestei consultări;

5) să prezinte spre aprobare autorităţilor naţionale competente soluţiile fezabile, inclusiv mecanismele de recuperare a costurilor şi calendarul de implementare.

După ce este aprobată de Agenţie şi autorităţile naţionale de reglementare competente pentru OST adiacenţi, soluţia respectivă este implementată în conformitate cu calendarul prevăzut la subpunctul 5).

105. Dacă Agenţia şi autorităţile naţionale de reglementare competente ale OST adiacenţi nu aprobă nicio soluţie prezentată în temeiul pct.104 subpunct 5) în termen de 6 luni de la prezentarea soluţiei sau dacă OST nu reuşesc să propună o soluţie în termenul de 12 luni prevăzut la pct.103, se implementează o trecere la fluxul fizic transfrontalier de gaze naturale neodorizat, conform unui calendar aprobat de autorităţile naţionale de reglementare competente, dar care nu depăşeşte 4 ani. După o trecere completă, din punct de vedere tehnic, la gazele naturale neodorizate, OST acceptă niveluri tehnice inevitabile de reducere succesivă a cantităţilor reziduale de agenţi odorizanţi în fluxurile transfrontaliere de gaze naturale.

CAPITOLUL V

SCHIMBUL DE DATE

Secţiunea 1

Soluţii comune pentru schimbul de date

106. În sensul prezentului Cod, contrapărţi sunt consideraţi utilizatorii de sistem care sunt activi la:

1) punctele de interconectare; sau

2) atât punctele de interconectare, cât şi punctele virtuale.

107. Cerinţele privind schimbul de date prevăzute în Regulamentul privind accesul la reţelele de transport şi gestionarea congestiilor şi în prezentul Cod între OST şi de la OST către contrapărţile lor sunt îndeplinite prin soluţiile comune pentru schimbul de date stabilite la pct.108-109.

108. În funcţie de cerinţele privind schimbul de date prevăzute la pct.107, se pot implementa şi utiliza unul sau mai multe dintre următoarele tipuri de schimb de date:

1) schimb de date bazat pe documente: datele sunt plasate într-un fişier, schimbul făcându-se automat între sistemele IT respective;

2) schimb de date integrat: datele sunt schimbate între 2 aplicaţii, direct în cadrul sistemelor IT respective;

3) schimb de date interactiv: datele sunt schimbate în mod interactiv printr-o aplicaţie online, prin intermediul unui browser.

109. Soluţiile comune pentru schimbul de date includ protocolul, formatul datelor şi reţeaua. Pentru fiecare dintre tipurile de schimburi de date enumerate la pct.108 se utilizează următoarele soluţii comune pentru schimbul de date:

1) pentru schimbul de date bazat pe documente:

a) protocolul: AS4;

b) formatul datelor: Edig@s-XML sau un format echivalent al datelor care să asigure un grad de interoperabilitate identic publicat de ENTSO-G.

2) pentru schimbul de date integrat:

a) protocolul: HTTP/S-SOAP;

b) formatul datelor: Edig@s-XML sau un format echivalent al datelor care să asigure un grad de interoperabilitate identic publicat de ENTSO-G.

3) pentru schimbul de date interactiv, protocolul este HTTP/S.

Pentru toate tipurile de schimburi de date prevăzute la subpunctele 1)-3), reţeaua este internetul.

Secţiunea 2

Disponibilitatea şi securitatea sistemului de schimb de date

110. Fiecare OST şi fiecare contraparte este responsabilă de asigurarea măsurilor de securitate adecvate. În special, aceştia:

1) asigură securitatea lanţului de comunicare pentru a oferi comunicaţii securizate şi fiabile, inclusiv protecţia confidenţialităţii prin criptare, integritatea şi autenticitatea prin semnătura expeditorului şi acceptarea printr-o confirmare semnată;

2) implementează măsuri de securitate adecvate pentru a preveni accesul neautorizat la infrastructura lor IT;

3) notifică fără întârziere celorlalte părţi cu care comunică orice acces neautorizat, care are sau ar fi putut avea loc în propriul sistem.

111. Fiecare OST este responsabil pentru asigurarea disponibilităţii propriului sistem şi:

1) ia măsuri adecvate pentru a împiedica ca un singur punct defectat să provoace indisponibilitatea sistemului de schimb de date, inclusiv până la conexiunea de reţea cu furnizorii de servicii de internet;

2) obţine servicii şi asistenţă adecvată de la furnizorul de servicii de internet;

3) menţine perioadele de indisponibilitate, ca urmare a întreţinerii IT planificate, la un nivel minim şi îşi informează în timp util contrapărţile, înainte de indisponibilitatea planificată.

Secţiunea 3

Implementarea soluţiilor comune pentru schimbul de date

112. În funcţie de cerinţele privind schimbul de date prevăzute la pct.107, OST pun la dispoziţie şi utilizează soluţiile comune pentru schimbul de date definite la pct.108-109.

113. În cazul în care, la data intrării în vigoare a prezentului Cod sunt deja instituite soluţii pentru schimbul de date între un OST şi contrapărţi şi dacă soluţiile existente pentru schimbul de date sunt compatibile cu pct.110-111 şi cu cerinţele privind schimbul de date prevăzute la pct.106, soluţiile existente pentru schimbul de date se pot aplica în continuare, după consultarea utilizatorilor de sistem şi după aprobarea de către Agenţie.

TITLUL IV

MECANISMELE DE ALOCARE A CAPACITĂŢII ÎN REŢELELE

DE TRANSPORT AL GAZELOR NATURALE

CAPITOLUL I

DISPOZIŢII GENERALE

Secţiunea 1

114. Prezentul Titlu stabileşte mecanisme de alocare a capacităţii în reţelele de transport al gazelor naturale pentru capacitatea existentă şi incrementală, precum şi modalitatea de cooperare a OST adiacenţi pentru a facilita vânzările de capacitate, ţinând cont de normele comerciale şi tehnice generale privind mecanismele de alocare a capacităţii.

115. Titlul IV se aplică punctelor de interconectare între Părţile Contractante. Prezentul Titlu nu se aplică la punctele de ieşire spre consumatorii finali şi la punctele de ieşire spre reţelele de distribuţie, la punctele de intrare spre instalaţiile de producere a gazelor lichefiate (GNL), terminale şi la punctele de intrare spre sau de ieşire din depozitele de stocare.

116. Mecanismele standardizate de alocare a capacităţii instituite în conformitate cu prezentul Cod trebuie să includă o procedură de licitaţie pentru PCS, care urmează să fie oferite şi alocate la punctele de interconectare dintre ţările Părţi Contractante. În cazul în care se oferă capacitate incrementală, pot fi utilizate, de asemenea, mecanisme alternative de alocare, sub rezerva condiţiilor prevăzute la pct.292.

117. Prezentul Titlu se aplică întregii capacităţi tehnice şi întreruptibile în punctele de interconectare, precum şi capacităţii suplimentare în sensul Regulamentului privind accesul la reţelele de transport a gazelor naturale şi gestionarea congestiilor.

118. În cazul în care se aplică un mecanism alternativ de alocare a capacităţii în conformitate cu pct.291-296, se aplică pct.136-142, pct.153-241, pct.242, subpunctul 2) şi pct.312-317 nu se aplică nivelurilor de ofertă, dacă nu se decide altfel de către autorităţile naţionale de reglementare.

119. În cazul în care se aplică metode implicite de alocare a capacităţii, autorităţile naţionale de reglementare pot decide să nu aplice pct.136-317.

120. Pentru a preveni închiderea/blocarea pieţelor de aprovizionare din aval, autorităţile naţionale de reglementare pot decide, după consultarea utilizatorilor de sistem, să ia măsuri proporţionale pentru a limita posibilitatea ca un utilizator de sistem individual să depună în avans o ofertă pentru capacitate în punctele de interconectare dintr-o Parte Contractantă.

CAPITOLUL II

PRINCIPII DE COOPERARE

Secţiunea 1

Standardizarea comunicării

121. În cazul în care întreţinerea unei reţelele sau a părţi a unei reţele de transport are impact asupra capacităţii reţelei de transport care poate fi oferită în punctele de interconectare, OST cooperează cu OST adiacenţi referitor la planurile lor de întreţinere, cu scopul de a reduce la minimum impactul asupra eventualelor fluxuri de gaze naturale şi asupra capacităţii într-un punct de interconectare.

122. OST coordonează punerea în aplicare a procedurilor de comunicare standard, a sistemelor coordonate de informaţii şi a comunicaţiilor electronice online compatibile, cum ar fi formatele şi protocoalele de schimb de date partajate, şi stabilesc de comun acord, principii cu privire la modul de prelucrare a acestor date.

123. Procedurile de comunicare standard includ, în special, procedurile referitoare la accesul utilizatorilor de sistem la sistemul de licitaţie al OST sau la o platformă de rezervare relevantă, precum şi revizuirea informaţiilor prezentate privind licitaţia. Eşalonarea şi conţinutul datelor care urmează să facă obiectul schimbului trebuie să fie conforme cu dispoziţiile stabilite în Capitolul III din prezentul Titlu.

124. Procedurile de comunicare standard adoptate de OST includ un Plan de acţiuni şi termenul depunere în aplicare, care trebuie să fie în conformitate cu dezvoltarea platformei (platformelor) de rezervare a capacităţii, în conformitate cu pct.313-317. OST asigură confidenţialitatea informaţiilor sensibile din punct de vedere comercial.

Secţiunea 2

Calcularea şi optimizarea capacităţii

125. Capacitatea tehnică maximă a reţelei de transport a gazelor naturale este pusă la dispoziţia utilizatorilor de sistem, ţinând cont de integritatea sistemului, de siguranţă şi de exploatarea eficientă a reţelei.

126. Pentru a maximiza oferta de capacitate agregată prin optimizarea capacităţii tehnice, OST iau următoarele măsuri în punctele de interconectare, acordând prioritate punctelor de interconectare unde există o congestie contractuală în conformitate cu Regulamentul privind accesul la reţelele de transport a gazelor naturale şi gestionarea congestiilor. OST elaborează şi aplică o metodă comună, stabilind măsurile specifice care trebuie adoptate de OST pentru a realiza optimizarea necesară:

1) metoda comună trebuie să includă o analiză aprofundată a capacităţilor tehnice, inclusiv a oricăror diferenţe existente de ambele părţi ale unui punct de interconectare, precum şi acţiunile specifice şi calendarul detaliat – incluzând posibilele implicaţii şi aprobările regulatorii necesare pentru recuperarea costurilor şi ajustarea regimului de reglementare pentru a maximiza oferta de capacitate agregată. Aceste acţiuni specifice nu trebuie să afecteze în mod negativ oferta de capacitate în alte puncte ale reţelelor şi nici în punctele către reţelele de distribuţie relevante pentru securitatea aprovizionării consumatorilor finali, cum ar fi cele care deservesc instalaţiile depozitelor de stocare, terminalele GNL şi consumatorii protejaţi;

2) metodologia de calcul şi normele de punere la dispoziţie a capacităţii, adoptate de OST, răspund unor situaţii specifice în care capacităţile concurente între sisteme implică puncte de interconectare şi puncte de intrare/ieşire către depozitele de stocare;

3) această analiză aprofundată trebuie să ia în considerare ipotezele formulate în Planul de dezvoltare a reţelelor de transport al gazelor naturale pentru 10 ani, după caz, planurile naţionale de investiţii, obligaţiile relevante care derivă din legislaţia naţională aplicabilă şi orice alte obligaţii contractuale;

4) OST aplică o abordare dinamică privind recalcularea capacităţii tehnice, după caz, concomitent cu calcularea dinamică aplicată capacităţii suplimentare în conformitate cu pct.72-73 din Regulamentul privind accesul la reţelele de transport al gazelor naturale şi gestionarea congestiilor aprobat prin Hotărârea ANRE nr.421/2019 din 22 noiembrie 2019, identificând frecvenţa adecvată pentru recalcularea capacităţii pentru fiecare punct de interconectare, ţinând cont de specificul acestora;

5) în cadrul metodei comune, OST adiacenţi consultă alţi OST, care sunt afectaţi în mod specific de punctul de interconectare;

6) OST iau în considerare informaţiile pe care utilizatorii de sistem le-ar putea oferi cu privire la fluxurile viitoare prognozate atunci când recalculează capacitatea tehnică.

127. OST evaluează în comun cel puţin următorii parametri şi, dacă este cazul, îi ajustează:

1) angajamentele privind presiunea;

2) toate scenariile relevante privind cererea şi oferta, inclusiv detaliile privind condiţiile climatice de referinţă şi configuraţia reţelei asociate unor scenarii extreme;

3) puterea calorifică.

128. În cazul în care optimizarea capacităţii tehnice generează costuri pentru OST, în special costuri care îi afectează în mod neuniform pe OST aflaţi de o parte şi de alta a unui punct de interconectare, OST li se permite să recupereze astfel de costuri suportate în mod eficient, prin intermediul actelor normative aprobate de Agenţie în conformitate cu art.7, alin.(2) lit.a), art.98 şi 99 al Legii nr.108/2016, şi, respectiv, de către autoritatea naţională de reglementare competentă pentru OST adiacent.

129. În cazul în care autorităţile naţionale de reglementare competente pentru OST adiacenţi nu au reuşit să ajungă la un acord în termen de 6 luni de la data la care a fost sesizate sau la cererea comună a autorităţilor naţionale de reglementare pentru OST adiacenţi, Comitetul de reglementare al Comunităţii Energetice (în continuare – Comitetul de reglementare al CE) decide după caz, cu privire la acele aspecte de reglementare privind infrastructura transfrontalieră, care intră în competenţa autorităţile naţionale de reglementare.

130. Autorităţile naţionale de reglementare competente pot solicita în comun ca perioada menţionată la pct.129 să fie prelungită cu până la 6 luni.

131. Autorităţile naţionale de reglementare relevante şi OST transmit Comitetului de reglementare al CE propunerile şi observaţiile necesare în vederea pregătirii unei decizii în conformitate cu pct.129.

132. Dacă un caz a fost înaintat spre examinare Comitetului de reglementare al CE în conformitate cu pct.129, acesta îşi adoptă decizia în termen de 6 luni de la data sesizării şi, după caz, adoptă o decizie provizorie pentru a se asigura că securitatea aprovizionării sau securitatea operaţională a infrastructurii este protejată.

133. Dacă este cazul, autorităţile naţionale de reglementare consultă utilizatorii de sistem privind metoda de calcul aplicată şi abordarea comună.

Secţiunea 3

Schimbul de informaţii între OST adiacenţi

134. OST adiacenţi fac schimb de informaţii privind nominalizarea, renominalizarea, corelarea şi confirmarea în punctele de interconectare relevante la intervale regulate.

135. OST adiacenţi fac schimb de informaţii privind întreţinerea propriilor reţele de transport al gazelor naturale, pentru a contribui la procesul de luare a deciziilor cu privire la utilizarea tehnică a punctelor de interconectare. Procedurile privind schimbul de date între OST adiacenţi sunt incluse în acordul de interconectare încheiat între aceştia.

CAPITOLUL III

ALOCAREA PRODUSELOR DE CAPACITATE FERMĂ

Secţiunea 1

Metodologia de alocare

136. Alocarea capacităţii la punctele de interconectare are loc prin intermediul licitaţiilor, cu excepţia cazului în care se aplică metodologia alternativă de alocare în conformitate cu pct.291-296 sau se alocă capacitatea condiţionată.

[Pct.136 completat prin Hot. ANRE nr.328 din 20.06.2025, în vigoare 24.06.2025]

137. În toate punctele de interconectare se aplică acelaşi model de licitaţie. Procesele de licitaţie încep simultan pentru toate punctele de interconectare. Fiecare proces de licitaţie, vizând un singur PCS, alocă capacitate independent de orice alt proces de licitaţie, cu excepţia cazului în care se oferă capacitate incrementală sau în cazul în care, sub rezerva acordului OST direct implicaţi şi a aprobării de către Agenţie se alocă capacitatea concurentă. Autoritatea naţională de reglementare a oricărui stat membru UE sau Parte Contractantă învecinată afectaţi comunică poziţia, care trebuie luată în considerare de autoritatea naţională de reglementare relevantă. În cazul în care se oferă capacitate incrementală, alocarea independentă nu se aplică proceselor de licitaţie simultane pentru nivelurile de ofertă respective, deoarece acestea sunt interdependente, putându-se aloca doar un singur nivel de ofertă.

138. PCS trebuie să respecte o ordine logică conform căreia se oferă mai întâi produsele care acoperă capacitatea anuală, urmate de produsul cu durata imediat inferioară pentru utilizare în aceeaşi perioadă. Calendarul licitaţiilor prevăzute pct.153-205 trebuie să fie în conformitate cu acest principiu.

139. Normele privind PCS prevăzute la pct.146-152 şi licitaţiile stabilite la pct.153-205 se aplică în cazul capacităţii agregate şi al capacităţii neagregate într-un punct de interconectare.

140. Pentru o licitaţie dată, disponibilitatea PCS este comunicată conform pct.153-205 şi conform calendarului licitaţiei.

141. În fiecare punct de interconectare se rezervă şi se oferă cel puţin 20% din capacitatea tehnică existentă în conformitate cu pct.142. În cazul în care capacitatea disponibilă este mai mică decât proporţia de capacitate tehnică care urmează să fie rezervată, se rezervă întreaga capacitate disponibilă. Această capacitate este oferită în conformitate cu pct.142, subpunctul 2), în timp ce capacitatea rezervată rămasă este oferită în conformitate cu pct.142, subpunctul 1).

142. Orice capacitate rezervată în conformitate cu pct.141 este oferită sub rezerva respectării următoarelor condiţii:

1) cel puţin 10% din capacitatea tehnică existentă în fiecare punct de interconectare este oferită nu mai devreme de licitaţia anuală a capacităţii anuale prevăzute la pct.153-164, desfăşurate în conformitate cu calendarul licitaţiilor în cursul celui de al 5-lea an gazier care precede începutul anului gazier relevant; şi

2) suplimentar cel puţin 10% din capacitatea tehnică existentă în fiecare punct de interconectare este oferită nu mai devreme de licitaţia anuală a capacităţii trimestriale prevăzute la pct.153-164 şi desfăşurate în conformitate cu calendarul licitaţiei în cursul anului gazier, care precede începutul anului gazier relevant.

143. În cazul capacităţii incrementale, cel puţin 10% din capacitatea tehnică incrementală în punctul de interconectare este rezervat şi oferită nu mai devreme de licitaţia anuală a capacităţii trimestriale prevăzute la pct.165-173 şi desfăşurate în conformitate cu calendarul de licitaţie în cursul anului gazier, care precede începutul anului gazier relevant.

144. Proporţia exactă a capacităţii care urmează să fie rezervată în conformitate cu pct.125-132 şi pct.136-145 face obiectul unei consultări între părţile interesate, al unei alinieri între OST şi al aprobării de către autorităţile naţionale de reglementare în fiecare punct de interconectare. Autorităţile naţionale de reglementare iau în considerare în special posibilitatea de a rezerva părţii mai importante ale capacităţii cu o durată mai scurtă, pentru a evita închiderea pieţelor de aprovizionare din aval.

145. Capacitatea creată prin intermediul unor proceduri care nu se bazează pe piaţă şi pentru care decizia finală privind investiţiile a fost luată fără angajamente anterioare din partea utilizatorilor de sistem este oferită şi alocată ca PCS disponibilă, astfel cum prevede prezentul Titlu.

Secţiunea 2

Produsele de capacitate standard

146. OST oferă PCS anuală, trimestrială, lunară, zilnică şi intra-zilnică.

147. PCS anuală reprezintă capacitatea care poate fi solicitată de un utilizator de sistem pentru toate zilele gaziere dintr-un anumit an gazier (începând cu 1 octombrie).

148. PCS trimestrială reprezintă capacitatea care poate fi solicitată, de un utilizator de sistem pentru toate zilele gaziere dintr-un anumit trimestru (începând cu 1 octombrie, 1 ianuarie, 1 aprilie sau, respectiv, 1 iulie).

149. PCS lunară reprezintă capacitatea care poate fi solicitată, de un utilizator de sistem pentru toate zilele gaziere dintr-o anumită lună calendaristică (începând cu prima zi a fiecărei luni).

150. PCS zilnică reprezintă capacitatea care poate fi solicitată, de un utilizator de sistem pentru o singură zi gazieră.

151. PCS intra-zilnică reprezintă capacitatea care poate fi solicitată, de un utilizator de sistem începând cu ora de începere în cursul unei anumite zile gaziere până la sfârşitul aceleiaşi zile gaziere.

152. Capacitatea oferită se exprimă în unităţi de energie pe unitate de timp. Se utilizează următoarele unităţi: kWh/h sau kWh/zi. În cazul în care se utilizează kWh/zi, se presupune că există un flux constant de gaze naturale de-a lungul zilei gaziere.

152¹. OST oferă capacitatea disponibilă, inclusiv sub formă de capacitate agregată la punctele de interconectare de intrare/ieşire, separat pentru fiecare tip de capacitate:

1) capacitate fermă;

2) capacitate întreruptibilă.

[Pct.152¹ modificat prin Hot.ANRE nr.310 din 06.05.2026, în vigoare 08.05.2026]

[Pct.152¹ introdus prin Hot. ANRE nr.328 din 20.06.2025, în vigoare 24.06.2025]

Secţiunea 3

Licitaţiile anuale ale capacităţii anuale

153. Licitaţiile anuale ale capacităţii anuale au loc o dată pe an.

154. Capacitatea pentru fiecare PCS anuală este licitată prin intermediul unei licitaţii a capacităţii anuale folosind un algoritm de licitaţie cu preţ crescător, în conformitate cu pct.209-230.

155. Procesul de licitaţie oferă capacitate cel puţin pentru următorii 5 ani gazieri şi pentru o perioadă care nu depăşeşte următorii 15 ani gazieri pentru capacitatea existentă. Atunci când se oferă capacitate incrementală, ofertele pot fi oferite în cadrul licitaţiilor de capacitate pentru o perioadă de maximum 15 ani de la începerea utilizării operaţionale.

156. În următorul an gazier din momentul intrării în vigoare a prezentului Cod, licitaţiile capacităţii anuale încep în prima zi de luni a lunii iulie a fiecărui an, cu excepţia cazului în care se specifică altfel în calendarul licitaţiei.

157. În cursul licitaţiei pentru capacitatea anuală, utilizatorii de sistem pot participa la una sau mai multe licitaţii concomitente în legătură cu fiecare punct de interconectare, pentru a solicita PCS.

158. Capacitatea care urmează să fie oferită în cadrul licitaţiei capacităţilor anuale este egală cu:

A – B – C + D + E – F

Unde:

A – capacitatea tehnică a OST pentru fiecare dintre PCS;

B – pentru licitaţiile care oferă capacitate anuală pentru următorii 5 ani, este capacitatea tehnică (A) rezervată în conformitate cu pct.142, iar pentru licitaţiile capacităţii anuale pentru perioada ce depăşeşte primii 5 ani, este capacitatea tehnică (A) rezervată în conformitate cu pct.142;

C – capacitatea tehnică vândută anterior, ajustată ţinând cont de capacitatea care este oferită din nou în conformitate cu procedurile aplicabile la gestionarea congestiilor;

D – capacitatea suplimentară pentru anul în cauză, dacă este cazul.

E – capacitatea incrementală pentru anul în cauză, inclusă în nivelul respectiv al ofertei, dacă este cazul;

F – capacitatea incrementală (E), dacă este cazul, rezervată în conformitate cu pct.143 şi pct.144.

159. Capacitatea care urmează să fie oferită poate fi agregată sau neagregată, în conformitate cu pct.242. Această dispoziţie se aplică, de asemenea, tuturor celorlalte licitaţii prevăzute la pct.165-205.

160. Cu cel puţin o lună înainte de începerea licitaţiei, OST trebuie să informeze utilizatorii de sistem cu privire la capacitatea fermă care urmează a fi oferită pentru fiecare an în cadrul viitoarei licitaţii a capacităţii anuale.

161. Rundele de licitaţie pentru fiecare licitaţie au loc între orele 8.00 şi 17.00 UTC (ora de iarnă) sau între orele 7.00 şi 16.00 UTC (ora de vară), în toate zilele gaziere relevante. Rundele de licitaţie sunt deschise şi închise în fiecare zi gazieră, în conformitate cu pct.210.

162. Rezultatele alocărilor, obţinute în urma licitaţiei, sunt puse simultan la dispoziţia utilizatorilor de sistem individuali care participă la licitaţia respectivă, cât mai curând posibil şi nu mai târziu de următoarea zi lucrătoare după închiderea rundei de licitaţie.

163. În cazul capacităţii incrementale, angajamentele obligatorii ale utilizatorilor de sistem pentru contractarea capacităţii, inclusiv îndeplinirea sau nu a condiţiilor pentru o nouă licitaţie în conformitate cu pct.289, sunt puse la dispoziţia utilizatorilor de sistem individuali care participă la licitaţia respectivă, în mod simultan şi nu mai târziu de următoarea zi lucrătoare după închiderea rundei de licitaţie. Rezultatele testelor economice sunt puse la dispoziţia utilizatorilor de sistem individuali care participă la licitaţia respectivă, în mod simultan şi nu mai târziu de 2 zile lucrătoare după închiderea rundei de licitaţie.

164. Informaţiile agregate privind rezultatele licitaţiei sunt publicate şi puse la dispoziţia participanţilor pieţei de gaze naturale.

Secţiunea 4

Licitaţiile anuale ale capacităţii trimestriale

165. În fiecare an gazier au loc 4 licitaţii anuale ale capacităţii trimestriale.

166. Capacitatea pentru fiecare PCS trimestrială este licitată prin intermediul licitaţiilor anuale ale capacităţii trimestriale, folosind un algoritm de licitaţie cu preţ crescător, în conformitate cu pct.209-230.

167. Capacitatea pentru trimestrele următorului an gazier este licitată prin intermediul unor licitaţii concomitente pentru fiecare trimestru şi în legătură cu fiecare punct de interconectare, după cum urmează:

1) pentru trimestrul I (octombrie-decembrie) până în trimestrul IV (iulie-septembrie), în cadrul primei licitaţii anuale a capacităţii trimestriale;

2) pentru trimestrul II (ianuarie-martie) până în trimestrul IV (iulie-septembrie), în cadrul celei de a 2-a licitaţii anuale a capacităţii trimestriale;

3) pentru trimestrul III (aprilie-iunie) până în trimestrul IV (iulie-septembrie), în cadrul celei de a 3-a licitaţii anuale a capacităţii trimestriale;

4) pentru trimestrul IV (iulie-septembrie), în cadrul celei de a 4-a licitaţii anuale a capacităţii trimestriale.

Pentru fiecare licitaţie anuală a capacităţii trimestriale, utilizatorii de sistem pot participa la toate licitaţiile concomitente.

168. În fiecare an gazier, licitaţiile anuale ale capacităţii trimestriale încep în zilele următoare, cu excepţia cazului în care se specifică altfel în calendarul licitaţiei:

1) I – a licitaţie anuală a capacităţii trimestriale începe în prima zi de luni, a lunii august;

2) II – a licitaţie anuală a capacităţii trimestriale începe în prima zi de luni, a lunii noiembrie;

3) III – a licitaţie anuală a capacităţii trimestriale începe în prima zi de luni, a lunii februarie;

4) IV – a licitaţie anuală a capacităţii trimestriale începe în prima zi de luni, a lunii mai.

169. Capacitatea care urmează să fie oferită în cadrul licitaţiilor anuale ale capacităţii trimestriale este egală cu:

A – C + D

unde:

A – capacitatea tehnică a OST pentru fiecare dintre PCS;

C – capacitatea tehnică vândută anterior, ajustată ţinând cont de capacitatea care este oferită din nou în conformitate cu procedurile aplicabile de gestionare a congestiilor;

D – capacitatea suplimentară pentru trimestrul în cauză, după caz.

170. Cu 2 săptămâni înainte de începerea licitaţiilor, OST informează utilizatorii de sistem cu privire la capacitatea care urmează să fie oferită pentru fiecare trimestru în cadrul următoarei licitaţii a capacităţii trimestriale.

171. Rundele de licitaţie pentru fiecare licitaţie au loc între orele 8.00 şi 17.00 UTC (ora de iarnă) sau între orele 7.00 şi 16.00 UTC (ora de vară), în toate zilele gaziere relevante. Rundele de licitaţie sunt deschise şi închise în fiecare zi gazieră, în conformitate cu pct.210.

172. Rezultatele privind alocările, obţinute în urma licitaţiei, sunt puse simultan la dispoziţia utilizatorilor de sistem individuali care participă la licitaţia respectivă, cât mai curând posibil şi nu mai târziu de următoarea zi lucrătoare după închiderea rundei de licitaţie.

173. Informaţiile agregate privind rezultatele licitaţiei sunt publicate şi puse la dispoziţia pieţei.

Secţiunea 5

Licitaţii periodice ale capacităţii lunare

174. Licitaţia periodică a capacităţii lunare are loc o dată pe lună.

175. Capacitatea pentru fiecare PCS lunară este licitată prin intermediul licitaţiei periodice a capacităţii lunare folosind un algoritm de licitaţie cu preţ crescător, în conformitate cu pct.209-230. În fiecare lună, se licitează PCS lunară pentru luna calendaristică următoare.

176. În cadrul licitaţiei periodice a capacităţii lunare, utilizatorii de sistem pot solicita un PCS lunară.

177. Licitaţiile periodice ale capacităţii lunare încep în a 3-a zi de luni a fiecărei luni pentru următorul PCS lunară, cu excepţia cazului în care se specifică altfel în calendarul licitaţiei.

178. Capacitatea oferită în cadrul licitaţiei periodice a capacităţii lunare trebuie să fie egală, în fiecare lună, cu:

A – C + D

unde:

A – capacitatea tehnică a OST pentru fiecare dintre PCS;

C – capacitatea tehnică vândută anterior, ajustată ţinând cont de capacitatea care este oferită din nou în conformitate cu procedurile aplicabile de gestionare a congestiilor;

D – capacitatea suplimentară pentru luna respectivă, după caz.

179. Cu o săptămână înainte de începerea licitaţiei, OST trebuie să informeze utilizatorii de sistem cu privire la capacitatea care urmează să fie oferită în cadrul următoarei licitaţii periodice a capacităţii lunare.

180. Rundele de licitaţie au loc între orele 8.00 şi 17.00 UTC (ora de iarnă) sau între orele 7.00 şi 16.00 UTC (ora de vară), în toate zilele gaziere relevante. Rundele de licitaţie sunt deschise şi închise în fiecare zi gazieră, astfel cum se prevede la pct.210.

181. Rezultatele privind alocările obţinute în urma licitaţiei, sunt puse simultan la dispoziţia utilizatorilor de sistem individuali care participă la licitaţia respectivă, cât mai curând posibil şi nu mai târziu de următoarea zi lucrătoare după închiderea rundei de licitaţie.

182. Informaţiile agregate privind rezultatele licitaţiei sunt publicate şi puse la dispoziţia pieţei.

Secţiunea 6

Licitaţii periodice ale capacităţii pentru ziua următoare

183. Licitaţia periodică a capacităţii pentru ziua următoare are loc o dată pe zi.

184. În fiecare zi, un PCS pentru următoarea zi gazieră se licitează prin intermediul licitaţiei periodice a capacităţii pentru ziua următoare.

185. Capacitatea pentru fiecare PCS zilnică se licitează prin intermediul licitaţiei periodice a capacităţii pentru ziua următoare folosind un algoritm de licitaţie cu preţ uniform, în conformitate cu pct.231-241. În fiecare zi, se licitează PCS zilnică pentru următoarea zi gazieră.

186. În cadrul licitaţiei periodice a capacităţii pentru ziua următoare, utilizatorii de sistem au dreptul să solicite capacitate pentru un singur PCS zilnică.

187. Runda de licitaţie se deschide în fiecare zi la ora 15.30 UTC (ora de iarnă) sau la ora 14.30 UTC (ora de vară).

188. O ofertă de capacitate pentru un PCS zilnică în cadrul unei licitaţii periodice pentru ziua următoare se desfăşoară după cum urmează: prezentarea, retragerea sau modificarea ofertei are loc între orele 15:30 şi 16:00 UTC (ora de iarnă) sau între orele 14:30 şi 15:00 UTC (ora de vară).

189. Capacitatea care urmează să fie oferită în cadrul licitaţiei periodice a capacităţii pentru ziua următoare este egală, în fiecare zi, cu:

A – C + D

unde:

A – capacitatea tehnică a OST pentru fiecare dintre PCS;

C – capacitatea tehnică vândută anterior, ajustată ţinând cont de capacitatea care este oferită din nou, în conformitate cu procedurile aplicabile de gestionare a congestiilor;

D – capacitatea suplimentară pentru ziua respectivă, dacă este cazul.

190. La momentul deschiderii rundei de licitaţie, OST informează utilizatorii de sistem cu privire la capacitatea care urmează să fie oferită în cadrul următoarei licitaţii periodice a capacităţii pentru ziua următoare.

191. Rezultatele privind alocările obţinute în urma licitaţiei sunt puse simultan la dispoziţia utilizatorilor de sistem individuali care participă la licitaţia respectivă, cel târziu la 30 de minute după închiderea rundei de licitaţie.

192. Informaţiile agregate privind rezultatele licitaţiei sunt publicate şi puse la dispoziţia participanţilor pieţei.

Secţiunea 7

Licitaţiile capacităţii intra-zilnice

193. Cu condiţia să existe capacitate disponibilă, se organizează o licitaţie a capacităţii intra-zilnice în fiecare oră în cursul unei zile gaziere, folosind un algoritm de licitaţie cu preţ uniform, în conformitate cu pct.231-241.

194. Prima rundă de licitaţie se deschide exact la ora imediat următoare publicării rezultatelor ultimei licitaţii pentru ziua următoare (inclusiv pentru capacitatea întreruptibilă, dacă este oferită), în conformitate cu pct.183-192. Prima rundă de licitaţie se închide la ora 1.30 UTC (ora de iarnă) sau la ora 0.30 UTC (ora de vară), înainte de ziua gazieră. Alocarea ofertelor câştigătoare intră în vigoare începând cu ora 5.00 UTC (ora de iarnă) sau cu ora 4.00 UTC (ora de vară), în ziua gazieră relevantă.

195. Ultima rundă de licitaţie se închide la ora 0.30 UTC (ora de iarnă) sau la ora 23.30 UTC (ora de vară), în ziua gazieră relevantă.

196. Utilizatorii de sistem au dreptul să depună, să retragă sau să modifice ofertele, începând cu momentul deschiderii fiecărei runde de licitaţie până la închiderea rundei de licitaţie respective.

197. În fiecare oră a zilei gaziere relevante, capacitatea devenită efectivă, începând cu ora 4.00, este licitată ca şi capacitate intra-zilnică.

198. Fiecare rundă de licitaţie se deschide la începutul fiecărei ore a zilei gaziere relevante.

199. Durata fiecărei runde de licitaţie este de 30 de minute de la deschiderea rundei de licitaţie.

200. Capacitatea care urmează să fie oferită în cadrul licitaţiei capacităţii intra-zilnice este egală, în fiecare oră, cu:

A – C + D

unde:

A – capacitatea tehnică a OST pentru fiecare dintre PCS;

C – capacitatea tehnică vândută anterior, ajustată ţinând cont de capacitatea care este oferită din nou, în conformitate cu procedurile aplicabile de gestionare a congestiilor;

D – capacitatea suplimentară, dacă este cazul.

201. OST publică capacitatea fermă intra-zilnică oferită, după închiderea ultimei licitaţii pentru ziua următoare şi în conformitate cu pct.304.

202. OST oferă utilizatorilor de sistem, care participă la licitaţiile pentru ziua următoare, posibilitatea ca ofertele necâştigătoare valabile să participe în mod automat la următoarea licitaţie intra-zilnică.

203. Capacitatea se alocă în termen de 30 de minute de la închiderea rundei de licitaţie, cu condiţia ca ofertele să fie acceptate şi ca OST să efectueze procesul de alocare a capacităţii.

204. Rezultatele licitaţiei sunt puse în mod simultan la dispoziţia utilizatorilor de sistem individuali.

205. Informaţiile agregate privind rezultatele licitaţiei sunt publicate cel puţin la sfârşitul fiecărei zile.

Secţiunea 8

Algoritmele de licitaţie

206. În cazul în care, în cadrul unei licitaţii, sunt oferite mai multe PCS, algoritmul de licitaţie se aplică în mod separat pentru fiecare PCS la momentul alocării sale. Ofertele pentru diferite PCS sunt luate în considerare în mod independent unele de altele la aplicarea algoritmului de licitaţie.

207. Pentru licitaţiile capacităţii anuale, ale capacităţii trimestriale şi pentru licitaţiile capacităţii lunare se aplică un algoritm de licitaţie cu preţ crescător, cu mai multe runde de licitaţie, astfel cum se prevede la pct.209-230.

208. Pentru licitaţiile periodice ale capacităţii pentru ziua următoare şi pentru licitaţiile capacităţii intra-zilnice se aplică un algoritm de licitaţie cu preţ uniform, cu o singură rundă de licitaţie, în conformitate cu pct.231-241.

Secţiunea 9

Algoritmul licitaţiei cu preţ crescător

209. Licitaţiile cu preţ crescător le permit utilizatorilor de sistem să facă oferte ţinând cont de preţurile în creştere progresivă, care vor fi anunţate în runde de licitaţie consecutive, preţul de pornire fiind preţul de rezervă P₀.

210. Prima rundă de licitaţie, cu un preţ egal cu preţul de rezervă P₀, trebuie să aibă o durată de 3 ore. Rundele de licitaţie ulterioare trebuie să aibă o durată de o oră. Trebuie să existe o perioadă de o oră între rundele de licitaţie.

211. Oferta trebuie să includă:

1) informaţia privind identitatea utilizatorului de sistem care depune oferta;

2) punctul de interconectare şi direcţia fluxului de gaze naturale;

3) PCS pentru care se solicită capacitate;

4) pentru fiecare nivel de preţ, capacitatea pentru PCS solicitat;

5) nivelul de ofertei respective, în cazul în care se oferă capacitate incrementală.

212. O ofertă este considerată valabilă dacă este depusă de un utilizator de sistem şi dacă ea respectă toate dispoziţiile prezentei Secţiuni.

213. Pentru ca utilizatorii de sistem să poată participa la o licitaţie, este obligatoriu ca aceştia să facă o ofertă în prima rundă de licitaţie.

214. OST le oferă utilizatorilor de sistem posibilitatea de a face în mod automat oferte pentru orice nivel de preţ.

215. După închiderea rundei de licitaţie, nu se acceptă nicio modificare, retragere sau variaţie a ofertelor valabile. Toate ofertele valabile devin angajamente obligatorii prin care utilizatorul de sistem se angajează să rezerve capacitatea solicitată la preţul anunţat, cu condiţia ca preţul de închidere al licitaţiei să fie cel anunţat în cadrul rundei de licitaţie relevante.

216. Oferta depusă de un utilizator de sistem în cadrul oricărei runde de licitaţie trebuie să fie mai mică sau egală cu capacitatea oferită în cadrul unei licitaţii date. Oferta depusă de un utilizator de sistem la un anumit preţ trebuie să fie mai mică sau egală cu oferta depusă de acest utilizator de sistem în runda anterioară, cu excepţia cazului în care se aplică dispoziţiile de la pct.224.

217. Ofertele pot fi depuse, modificate sau retrase în mod liber în cursul unei runde de licitaţie, cu condiţia ca toate ofertele să respecte dispoziţiile de la pct.216. Ofertele valabile rămân valabile până când sunt modificate sau retrase.

218. Pentru fiecare punct de interconectare şi pentru fiecare PCS se defineşte un nivel mare de preţ şi un nivel mic de preţ, iar acestea sunt publicate înaintea desfăşurării licitaţiei. Nivelul mic de preţ se stabileşte astfel încât nivelul mare de preţ să fie un multiplu întreg al nivelului mic de preţ.

219. Nivelul mare de preţ se stabileşte astfel încât să se reducă la minimum, în măsura posibilului, durata procesului de licitaţie. Nivelul mic de preţ se stabileşte astfel încât să se reducă la minimum, în măsura posibilului, capacitatea nevândută, în cazul în care licitaţia se închide la un preţ mai mare decât preţul de rezervă.

220. În cazul în care cererea agregată la nivelul tuturor utilizatorilor de sistem este mai mică sau egală cu capacitatea oferită la sfârşitul primei runde de licitaţie, licitaţia se închide.

221. În cazul în care cererea agregată la nivelul tuturor utilizatorilor de sistem este mai mare decât capacitatea oferită la sfârşitul primei runde de licitaţie sau al unei runde de licitaţie ulterioare, se deschide o nouă rundă de licitaţie cu un preţ egal cu preţul din runda de licitaţie anterioară, la care se adaugă nivelul mare de preţ.

222. În cazul în care cererea agregată la nivelul tuturor utilizatorilor de sistem este egală cu capacitatea oferită la sfârşitul celei de a 2-a runde de licitaţie sau al unei runde de licitaţie ulterioare, licitaţia se închide.

223. Dacă survine o primă subcotare, are loc o reducere a preţului şi se deschide o nouă rundă de licitaţie. Runda de licitaţie următoare va avea un preţ egal cu preţul aplicabil în runda de licitaţie care a precedat prima subcotare, la care se adaugă nivelul mic de preţ. Ulterior se deschid noi runde de licitaţie, în cadrul cărora au loc creşteri ale nivelului mic de preţ, astfel încât cererea agregată la nivelul tuturor utilizatorilor de sistem să devină mai mică sau egală cu capacitatea oferită, etapă în care licitaţia se închide.

224. Oferta depusă de fiecare utilizator de sistem în toate rundele de licitaţie în care se aplică niveluri mici de preţ trebuie să fie mai mică sau egală cu oferta depusă de acest utilizator de sistem în runda de licitaţie care a precedat prima subcotare. Oferta depusă de fiecare utilizator de sistem pentru un nivel mic de preţ trebuie să fie mai mică sau egală cu oferta depusă de acest utilizator de sistem în runda de licitaţie anterioară caracterizată de niveluri mici de preţ. Oferta depusă de fiecare utilizator de sistem în toate rundele de licitaţie în care se aplică niveluri mici de preţ trebuie să fie mai mare sau egală cu oferta depusă de acest utilizator de sistem în runda de licitaţie în care a survenit prima subcotare.

225. Dacă cererea agregată la nivelul tuturor utilizatorilor de sistem este mai mare decât capacitatea oferită în runda de licitaţie cu un preţ egal cu cel care a condus la prima subcotare, minus un nivel mic de preţ, licitaţia se închide. Preţul de închidere este preţul care a condus la prima subcotare, iar ofertele câştigătoare sunt cele depuse în runda de licitaţie iniţială în care a survenit prima subcotare.

226. După fiecare rundă de licitaţie, cererile depuse de toţi utilizatorii de sistem în cadrul unei licitaţii specifice se publică cât mai curând posibil, în formă agregată.

227. Preţul anunţat pentru ultima rundă de licitaţie în cursul căreia a fost închisă licitaţia este considerat a fi preţul de închidere al licitaţiei specifice, cu excepţia cazului în care se aplică pct.225.

228. Tuturor utilizatorilor de sistem care au depus oferte valabile la preţul de închidere li se alocă capacitate respectivă în funcţie de ofertele lor la preţul de închidere. În cazul în care se oferă capacitate incrementală, alocarea capacităţii incrementale este condiţionată de rezultatul obţinut în urma testului economic în conformitate cu pct.250-252. Utilizatorii de sistem care au câştigat licitaţia plătesc preţul de închidere al licitaţiei, recurgând la o abordare privind un preţ de plătit fix sau la o abordare privind un preţ de plătit variabil, astfel cum este prevăzut la pct.390, precum şi orice alte eventuale preţuri aplicabile în momentul în care capacitatea care le este alocată poate fi utilizată.

229. După închiderea fiecărei licitaţii, se publică rezultatul final al licitaţiei, inclusiv capacităţile alocate agregate şi preţul de închidere. Utilizatorii de sistem care au câştigat licitaţia sunt informaţi cu privire la capacitatea care le este alocată, iar informaţiile individuale sunt comunicate numai părţilor interesate. În cazul în care se alocă capacitate incrementală, prezentul punct se aplică numai rezultatelor licitaţiei al cărei nivel de ofertă pune la dispoziţie cea mai mare capacitate care a condus la un test economic pozitiv în conformitate cu pct.252.

230. Dacă o licitaţie cu preţ crescător nu s-a încheiat până la momentul în care este programată să înceapă (conform calendarului licitaţiei) următoarea licitaţie a capacităţii acoperind aceeaşi perioadă, prima licitaţie se închide şi nu se alocă nicio capacitate. Capacitatea este oferită în cadrul următoarei licitaţii relevante.

Secţiunea 10

Algoritmul de licitaţie cu preţ uniform

231. În cadrul unei licitaţii cu preţ uniform, există o singură rundă de licitaţie în care utilizatorul de sistem face o ofertă de preţ şi de capacitate.

232. În cursul unei runde de licitaţie, utilizatorii de sistem pot prezenta până la 10 oferte. Fiecare ofertă este tratată în mod independent de celelalte oferte. După închiderea rundei de licitaţie, ofertele rămase nu pot fi modificate sau retrase.

233. Oferta trebuie să specifice:

1) informaţia privind identitatea utilizatorului de sistem care depune oferta;

2) punctul de interconectare şi direcţia fluxului;

3) PCS pentru care se solicită capacitate;

4) capacitatea pentru PCS solicitat, care trebuie să fie mai mică sau egală cu capacitatea oferită în cadrul unei licitaţii specifice;

5) capacitatea minimă pentru PCS respectivă pe care utilizatorul de sistem acceptă să fie alocată în conformitate cu algoritmul relevant, în cazul în care utilizatorului de sistem nu i se alocă capacitatea solicitată în conformitate cu subpunctul 4);

6) preţurile de ofertă pe care utilizatorul de sistem este dispus să le plătească pentru capacitatea solicitată, care nu trebuie să fie mai mici decât preţul de rezervă aplicabil pentru PCS relevant. Ofertele ale căror preţuri sunt mai mici decât preţul de rezervă nu se acceptă.

234. OST clasifică toate ofertele pentru un anumit PCS în ordinea descrescătoare a preţului lor de ofertă.

235. Toate ofertele rămase la momentul închiderii rundei de licitaţie se consideră ca fiind obligatorii pentru utilizatorii de sistem, cărora le este alocat, cel puţin, capacitatea minimă solicitată în conformitate cu pct.233, subpunctul 5).

236. După clasificarea ofertelor în conformitate cu pct.234 şi sub rezerva dispoziţiilor de la pct.237-240, capacitatea se alocă ofertelor în funcţie de clasamentul de preţ. Toate ofertele cărora li se alocă capacitate sunt considerate ca fiind câştigătoare. După alocarea capacităţii, capacitatea alocată se scade din capacitatea nealocată rămasă.

237. După aplicarea pct.236 şi sub rezerva dispoziţiilor de la pct.239, în cazul când capacitatea pentru care a licitat un utilizator de sistem depăşeşte capacitatea nealocată rămasă (după ce capacitatea a fost alocată utilizatorilor de sistem care introduc oferte mai mari), acestui utilizator de sistem i se alocă o capacitate egală cu capacitatea nealocată rămasă.

238. După aplicarea pct.237 şi sub rezerva dispoziţiilor de la pct.239 în cazul în care 2 sau mai multe oferte indică acelaşi preţ de ofertă, iar capacitatea rămasă, pentru care s-a licitat în total în cadrul acestor oferte, depăşeşte capacitatea rămasă, capacitatea nealocată rămas se alocă proporţional cu capacităţile solicitate în fiecare dintre aceste oferte.

239. În cazul în care capacitatea ce urmează să fie alocată pentru o ofertă în temeiul pct.236, 237 sau 238 este mai mică decât capacitatea minimă prevăzută la pct.233 subpunctul 5), oferta se consideră ca fiind necâştigătoare şi se efectuează o alocare revizuită ţinând cont de oferta (ofertele) de preţ egală (egale) rămasă (rămase) în conformitate cu pct.238 sau se efectuează o alocare în privinţa următoarei oferte de preţ, în conformitate cu pct.236.

240. În cazul în care capacitatea rămasă ce urmează să fie alocată în ceea ce priveşte orice ofertă în temeiul pct.236-239 este egală cu zero, nu se mai alocă capacitate ofertelor rămase. Ofertele respective sunt considerate necâştigătoare.

241. Preţul de închidere se defineşte ca preţul celei mai mici oferte câştigătoare, dacă cererea depăşeşte oferta la preţul de rezervă. În toate celelalte cazuri, preţul de închidere trebuie să fie egal cu preţul de rezervă. Utilizatorii de sistem care au câştigat licitaţia plătesc preţul de închidere al licitaţiei, recurgând la o abordare privind un preţ de plătit fix sau la o abordare privind un preţ de plătit variabil, astfel cum se prevede la pct.391, precum şi orice alte eventuale tarife aplicabile la momentul în care capacitatea ce le este alocată poate fi utilizată.

241¹. OST alocă capacitatea la punctele de interconectare de intrare/ieşire pentru perioade anuale, trimestriale, lunare, zilnice şi intra-zilnice, inclusiv sub formă de capacitate agregată după caz, separat pentru fiecare tip de capacitate:

1) capacitate fermă;

2) capacitate întreruptibilă.

[Pct.241¹ modificat prin Hot.ANRE nr.310 din 06.05.2026, în vigoare 08.05.2026]

[Pct.241¹ introdus prin Hot. ANRE nr.328 din 20.06.2025, în vigoare 24.06.2025]

CAPITOLUL IV

AGREGAREA /GRUPAREA CAPACITĂŢII ÎN PUNCTELE DE INTERCONECTARE

Secţiunea 1

Produsele de capacitate agregată

242. OST adiacenţi oferă în comun produse de capacitate agregată, în conformitate cu următoarele principii:

1) de ambele părţi ale unui punct de interconectare, întreaga capacitate fermă este oferită ca şi capacitate agregată, în măsura în care, de ambele părţi ale unui punct de interconectare, este disponibilă capacitate fermă sau incrementală;

2) OST oferă capacitate pentru PCS prin intermediul unei platforme de rezervare, în conformitate cu pct.312-316 şi în conformitate cu procedura de alocare aplicabilă prevăzută în Capitolul III din prezentul Titlu;

3) capacitatea agregată care urmează să fie oferită de OST într-un punct de interconectare se contractează prin intermediul unei proceduri de alocare unice;

4) utilizatorii de sistem respectă clauzele şi condiţiile aplicabile menţionate în contractul (contractele) privind prestarea serviciilor transport al (ale) OST, începând cu momentul contractării capacităţii de transport;

5) în cazul în care, de o parte a unui punct de interconectare, este disponibilă mai multă capacitate fermă decât de cealaltă parte, pentru orice perioadă luată în considerare, OST cu cea mai mare capacitate fermă disponibilă poate oferi această capacitate suplimentară utilizatorilor de sistem sub forma unui produs neagregat, în conformitate cu calendarul licitaţiei şi cu următoarele norme:

a) dacă, de cealaltă parte a punctului de interconectare, există un contract de transport neagregat, poate fi oferită capacitate neagregată în limita capacităţii şi a duratei prevăzute în contractul privind prestarea serviciilor de transport existent de cealaltă parte;

b) în cazul în care această capacitate suplimentară nu face lit.a), ea poate fi oferită pentru o perioadă de maximum un an;

6) orice capacitate neagregată alocată în conformitate cu subpunctul 5) poate fi utilizată şi nominalizată ca atare. De asemenea, ea poate fi comercializată pe piaţa secundară;

7) OST adiacenţi instituie o procedură de nominalizare comună pentru capacitatea agregată, oferind utilizatorilor de sistem posibilitatea de a nominaliza fluxurile capacităţii lor agregate prin intermediul unei singure nominalizări;

8) obligaţiile de a oferi capacitate agregată se aplică, în măsura în care sunt relevante, şi pieţelor secundare de capacitate. Fără a aduce atingere subpunctului 1), capacitatea alocată iniţial sub formă de capacitate agregată nu poate fi revândută, decât sub formă de capacitate agregată pe piaţa secundară;

9) în cazul în care 2 sau mai multe puncte de interconectare leagă aceleaşi 2 sisteme de intrare/ieşire adiacente, respectivii OST adiacenţi, oferă capacităţile disponibile în punctele de interconectare într-un singur punct de interconectare virtual. În cazul în care sunt implicaţi mai mult de 2 OST, deoarece capacitatea unuia sau a ambelor sisteme de intrare/ieşire este comercializată de mai mult de un OST, punctul de interconectare virtual include, în măsura posibilului toţi aceşti OST. Punctul de interconectare virtual se stabileşte numai dacă sunt îndeplinite următoarele condiţii:

a) capacitatea tehnică totală în punctele de interconectare virtuale este mai mare sau egală cu suma capacităţilor tehnice în fiecare dintre punctele de interconectare care contribuie la punctele de interconectare virtuale;

b) acestea contribuie la o utilizare rentabilă şi eficientă a sistemului, inclusiv a normelor prevăzute la articolele 71 şi 72 din Legea nr.108/2016, dar fără a se limita la acestea.

242¹. OST pot oferi numai PCS pentru capacitate întreruptibilă cu o durată mai mare de o zi, dacă produsul standard de capacitate lunară, trimestrială sau anuală pentru capacitate fermă aferent a fost vândut cu o primă de licitaţie, dacă a fost epuizat sau dacă nu a fost oferit.

[Pct.242¹ introdus prin Hot. ANRE nr.328 din 20.06.2025, în vigoare 24.06.2025]

242². Un utilizator de sistem căruia i-a fost alocată capacitate agregată (în continuare - titular) are dreptul să transfere unui alt utilizator de sistem (în continuare - beneficiar) dreptul de a transmite nominalizări/renominalizări pentru întreaga capacitate agregată alocată sau pentru o parte a acesteia. Transferul constituie atribuirea temporară a unei prerogative operaţionale aferente capacităţii agregate alocate şi nu determină transferul capacităţii agregate, cesiunea Contractului pentru prestarea serviciilor de transport, substituirea titularului în drepturile şi obligaţiile aferente capacităţii rezervate sau realizarea unei tranzacţii pe piaţa secundară a capacităţii. Transferul produce efecte de la data confirmării de către OST, pentru capacitatea şi perioada indicate în cererea confirmată. Transferul dreptului de nominalizare/renominalizare de la titular către beneficiar se efectuează în baza unui contract încheiat între părţi.

[Pct.242² introdus prin Hot. ANRE nr.500 din 18.08.2026, în vigoare 21.08.2026]

242³. Utilizatorul de sistem căruia i-a fost alocată capacitatea agregată rămâne parte la Contractul pentru prestarea serviciilor de transport şi achită integral contravaloarea serviciilor de transport aferente capacităţii respective. Obligaţia de plată nu se transferă beneficiarului dreptului de nominalizare/renominalizare.

[Pct.242³ introdus prin Hot. ANRE nr.500 din 18.08.2026, în vigoare 21.08.2026]

242⁴. Utilizatorul de sistem căruia i-a fost transferat dreptul transmite nominalizările şi renominalizările în nume propriu şi răspunde pentru respectarea prezentului Cod şi a Contractului de echilibrare, inclusiv pentru plăţile aferente dezechilibrului zilnic şi neutralităţii, determinate în funcţie de cantităţile alocate portofoliului său de echilibrare.

[Pct.242⁴ introdus prin Hot. ANRE nr.500 din 18.08.2026, în vigoare 21.08.2026]

242⁵. Utilizatorul de sistem căruia i-a fost transferat dreptul este obligat să nu depăşească capacitatea pentru care are dreptul de a transmite nominalizări/renominalizări. Dreptul transferat nu poate fi retransmis unui alt utilizator de sistem.

[Pct.242⁵ introdus prin Hot. ANRE nr.500 din 18.08.2026, în vigoare 21.08.2026]

242⁶. Dreptul de a transmite nominalizări/renominalizări poate fi transferat din data anunţării rezultatelor licitaţiei de capacitate agregată, prin depunerea la OST de către titular a unei cereri semnate de ambii utilizatori de sistem, conform modelului publicat pe pagina electronică a OST, care cuprinde cel puţin următoarele informaţii:

1) datele de identificare ale utilizatorului de sistem care primeşte dreptul de nominalizare/renominalizare;

2) codul EIC al utilizatorului de sistem căruia i se acordă dreptul de a transmite nominalizări/renominalizări;

3) produsul de capacitate standard din care se transferă dreptul de a transmite nominalizări/renominalizări;

4) capacitatea pentru care se transferă dreptul de a transmite nominalizări/renominalizări (care nu poate depăşi cantitatea de capacitate agregată alocată pentru perioada relevantă);

5) perioada pentru care se transferă dreptul de a transmite nominalizări/renominalizări;

6) dreptul titularului de a revoca unilateral transferul dreptului de nominalizare/renominalizare.

[Pct.242⁶ introdus prin Hot. ANRE nr.500 din 18.08.2026, în vigoare 21.08.2026]

242⁷. Pentru produsele de capacitate standard anuale, trimestriale şi lunare, OST recepţionează cererile până la ora 12:00 a zilei lucrătoare anterioare începerii perioadei pentru care se transferă dreptul.

[Pct.242⁷ introdus prin Hot. ANRE nr.500 din 18.08.2026, în vigoare 21.08.2026]

242⁸. Pentru produsele de capacitate standard zilnice şi intra-zilnice, OST recepţionează cererile în termen de o oră de la anunţarea rezultatelor licitaţiei.

[Pct.242⁸ introdus prin Hot. ANRE nr.500 din 18.08.2026, în vigoare 21.08.2026]

242⁹. Pentru produsele de capacitate standard anuale, trimestriale şi lunare, OST confirmă sau respinge cererea, prin mesaj electronic transmis ambilor utilizatori de sistem, până la începerea perioadei pentru care se transferă dreptul, iar pentru produsele de capacitate standard zilnice şi intra-zilnice – în termen de o oră de la recepţionarea cererii.

[Pct.242⁹ introdus prin Hot. ANRE nr.500 din 18.08.2026, în vigoare 21.08.2026]

242¹⁰. OST confirmă cererea dacă beneficiarul transferului deţine un Contract pentru prestarea serviciilor de transport valabil şi nu are datorii restante faţă de OST pentru serviciile de transport. OST poate respinge cererea exclusiv pentru neîndeplinirea uneia dintre aceste condiţii sau pentru neindicarea ori indicarea eronată a informaţiilor prevăzute la pct.242⁶. OST nu poate condiţiona confirmarea transferului de deţinerea de către beneficiar a unei licenţe, a unui cod EIC sau a calităţii de utilizator de sistem în jurisdicţia adiacentă punctului de interconectare.

[Pct.242¹⁰ introdus prin Hot. ANRE nr.500 din 18.08.2026, în vigoare 21.08.2026]

242¹¹. Transferul se suspendă la data suspendării dreptului titularului de a utiliza capacitatea agregată ori a dreptului beneficiarului de a transmite nominalizări/renominalizări şi se reia, pentru perioada rămasă, după înlăturarea cauzei suspendării. Transferul încetează la data încetării Contractului pentru prestarea serviciilor de transport al titularului sau a dreptului acestuia de a utiliza capacitatea agregată, precum şi la data pierderii calităţii de utilizator de sistem de către beneficiar. OST notifică fără întârziere ambii utilizatori despre suspendarea, reluarea sau încetarea transferului. Dacă transferul încetează ca urmare a pierderii calităţii de utilizator de sistem de către beneficiar, titularul redobândeşte dreptul de a transmite nominalizări/renominalizări pentru perioada rămasă.

[Pct.242¹¹ introdus prin Hot. ANRE nr.500 din 18.08.2026, în vigoare 21.08.2026]

242¹². Din data confirmării transferului, utilizatorul de sistem căruia i-a fost alocată capacitatea agregată nu mai poate transmite nominalizări/renominalizări pentru capacitatea şi perioada indicate în cererea confirmată. Pentru partea de capacitate care nu face obiectul transferului, acesta îşi păstrează dreptul de a transmite nominalizări/renominalizări.

[Pct.242¹² introdus prin Hot. ANRE nr.500 din 18.08.2026, în vigoare 21.08.2026]

242¹³. Transferul poate fi revocat, total sau parţial, înainte de expirarea perioadei pentru care a fost confirmat, prin acordul ambilor utilizatori de sistem. Titularul capacităţii poate solicita unilateral revocarea cu trei zile înainte anterioare începerii perioadei pentru care se transferă dreptul. Revocarea produce efecte numai după confirmarea de către OST, în aceleaşi condiţii procedurale ca transferul iniţial, şi nu afectează nominalizările/renominalizările deja confirmate. OST confirmă sau respinge cererea de revocare, prin mesaj electronic transmis ambilor utilizatori de sistem.

[Pct.242¹³ introdus prin Hot. ANRE nr.500 din 18.08.2026, în vigoare 21.08.2026]

242¹⁴. În cazul revocării, titularul redobândeşte dreptul de a transmite nominalizări/renominalizări pentru capacitatea şi perioada rămasă şi poate transfera din nou acest drept, în condiţiile prezentului Cod.

[Pct.242¹⁴ introdus prin Hot. ANRE nr.500 din 18.08.2026, în vigoare 21.08.2026]

242¹⁵. OST va publica trimestrial pe pagina sa web informaţii privind transferurile confirmate ale dreptului de a transmite nominalizări/renominalizări, inclusiv produsul de capacitate şi cantitatea transferată.

[Pct.242¹⁵ introdus prin Hot. ANRE nr.500 din 18.08.2026, în vigoare 21.08.2026]

242¹⁶. Mecanismul prevăzut la pct.242²-242¹⁵ va fi aplicat începând cu următorul produs de capacitate standard aferent anului gazier 2026/2027.

[Pct.242¹⁶ introdus prin Hot. ANRE nr.500 din 18.08.2026, în vigoare 21.08.2026]

243. OST în baza acordului Agenţiei, pot aplica clauzele şi condiţiile stabilite în modelul publicat pe site-ul web al ENTSO-G, care prevede dispoziţii contractuale ce nu sunt afectate de diferenţele fundamentale în principiile legislaţiei naţionale sau jurisprudenţei, pentru oferta de produse de capacitate agregată, în cazul produselor de capacitate agregată nou contractate.

Secţiunea 2

Agregarea în cazul contractelor pentru prestarea serviciilor de transport existente

244. Utilizatorii de sistem care sunt părţi la contractele pentru prestarea serviciilor de transport pentru capacitate neagregată în punctele de interconectare respective urmează să ajungă la un acord privind agregarea capacităţii în bază de contract ("acord de agregare"), în conformitate cu dispoziţiile prevăzute la pct.242 şi 243. Aceşti utilizatori de sistem şi OST informează Agenţia cu privire la toate acordurile de agregare încheiate de toate părţile la contractele privind prestarea serviciilor de transport existente.

245. OST care sunt părţi la contractele pentru prestarea serviciilor de transport existente pot participa în orice moment la discuţiile cu privire la acordurile de agregare, la invitaţia utilizatorilor de sistem, care sunt părţi la contractele de transport existente.

246. OST oferă un serviciu gratuit de conversie a capacităţii utilizatorilor de sistem care deţin capacitate neagregată necorelată la unul dintre capetele unui punct de interconectare. Acest serviciu de conversie a capacităţii se aplică în cazul produselor de capacitate anuală, trimestrială sau lunară pentru capacitatea agregată fermă la punctul de interconectare respectiv, pe care utilizatorul de sistem a trebuit să o achiziţioneze, deoarece la celălalt capăt al punctului de interconectare, OST adiacent a oferit capacitate neagregată insuficientă. Acest serviciu se oferă în mod nediscriminatoriu şi scuteşte utilizatorul de sistem de plata unei taxe suplimentare pentru capacitatea pe care o deţin deja. În special, plăţile pentru partea din capacitatea agregată contractată pe care utilizatorii de sistem o deţin deja sub formă de capacitate neagregată necorelată sunt limitate la o eventuală primă de licitaţie. Acest serviciu se bazează pe modelul de conversie elaborat de ENTSO-G. Punerea în aplicare poate fi facilitată de platforma de rezervare a capacităţii conform pct.312-316. OST informează anual Agenţia despre utilizarea acestui serviciu.

247. În cazul în care se ajunge la un acord de agregare între utilizatorii de sistem respectivi, OST implicaţi în punctul de interconectare sunt informaţi de îndată de către părţi cu privire la acordul de agregare prevăzut şi se efectuează transferul de capacitate. Acordul de agregare este pus în aplicare sub rezerva respectării clauzelor şi condiţiilor aplicabile ale contractelor privind prestarea serviciilor de transport existente. După punerea în aplicare a acordului de agregare, capacitatea relevantă este considerată drept capacitate agregată.

248. Durata acordurilor de agregare, privind capacitatea agregată stabilită în temeiul modificării contractelor existente, nu depăşeşte durata contractelor privind prestarea serviciilor de transport iniţiale.

249. Toate capacităţile sunt agregate cât mai curând posibil. Contractele privind prestarea serviciilor de transport existente pentru capacitatea neagregată nu pot fi reînnoite, prelungite sau reportate după data expirării lor. Aceste capacităţi devin disponibile începând cu data expirării contractelor privind prestarea serviciilor de transport.

CAPITOLUL V

CAPACITATEA INCREMENTALĂ

Secţiunea 1

Testul economic

250. Testul economic prevăzut în prezenta Secţiune este efectuat de Agenţie sau de OST desemnat de Agenţie pentru fiecare nivel de ofertă de capacitate incrementală stabilit după obţinerea de către OST implicaţi a angajamentelor obligatorii ale utilizatorilor de sistem privind contractarea capacităţii. Testul economic este alcătuit din următorii parametri:

1) valoarea actualizată a angajamentelor obligatorii ale utilizatorilor de sistem pentru contractarea capacităţii, care se calculează ca suma actualizată a următorilor parametri:

a) suma dintre preţurile de referinţă estimate şi o primă de licitaţie potenţială şi o primă minimă obligatorie potenţială, înmulţită cu capacitatea incrementală contractată;

b) suma dintre o primă de licitaţie potenţială şi o primă de licitaţie minimă obligatorie potenţială, înmulţită cu capacitatea disponibilă care a fost contractată în combinaţie cu capacitatea incrementală;

2) valoarea actuală a creşterii estimate a venitului reglementat sau a venitului-ţintă al OST asociat capacităţii incrementale, incluse în nivelul de ofertă respectiv, astfel cum a fost aprobată de Agenţie în conformitate cu pct.281-286;

3) factorul f.

251. Rezultatul aplicării testului economic este:

1) pozitiv, atunci când valoarea parametrului stabilit la pct.250, subpunctul 1) este cel puţin egală cu cota parte (%) în parametrul stabilit la pct.250, subpunctul 2), astfel cum este definit de factorul f;

2) negativ, atunci când valoarea parametrului stabilit la pct.250, subpunctul 1) este mai mică decât cota parte (%) din parametrul stabilit la pct.250, subpunctul 2), astfel cum este definit de factorul f.

252. Se demarează un proiect de capacitate incrementală în cazul în care testul economic dă un rezultat pozitiv, la ambele părţi ale unui punct de interconectare pentru, cel puţin, un nivel de ofertă care include capacitate incrementală. În cazul în care testul economic dă rezultate pozitive pentru mai mult de un nivel de ofertă, se utilizează nivelul de ofertă cu cel mai mare volum de capacitate, care a dus la un rezultat pozitiv pentru a continua proiectul de capacitate incrementală până la intrarea în funcţiune. În cazul în care nu se obţin rezultate pozitive pentru niciun nivel de ofertă, se sistează procesul de capacitate incrementală.

Secţiunea 2

Factorul f

253. Atunci când aplică testul economic menţionat la pct.250-252, Agenţia stabileşte nivelul factorului f pentru un nivel de ofertă dat, ţinând cont de următoarele aspecte:

1) volumul de capacitate tehnică rezervat în conformitate cu pct.143 şi 144;

2) externalităţile pozitive generate de proiectul de capacitate incrementală pe piaţă sau în cadrul reţelei de transport al gazelor naturale, sau în cazul ambelor;

3) durata angajamentelor obligatorii ale utilizatorilor de sistem pentru contractarea de capacitate în raport cu durata de viaţă economică a activului;

4) probabilitatea ca cererea de capacitate stabilită în cadrul proiectului de capacitate incrementală să continue după sfârşitul perioadei de timp utilizat în cazul testului economic.

254. Dacă testul economic dă un rezultat pozitiv, costurile investiţiilor asociate cu capacitatea incrementală se reflectă într-o creştere a venitului reglementat sau a venitului-ţintă în conformitate cu normele naţionale aplicabile.

Secţiunea 3

Comasarea într-un test economic unic

255. Pentru a facilita oferirea de produse de capacitate agregată, parametrii individuali ai testului economic utilizaţi de OST pentru un nivel de ofertă dat sunt comasaţi într-un test economic unic.

256. Testul economic unic este alcătuit din următorii parametri:

1) valoarea actuală a angajamentelor obligatorii ale utilizatorilor de sistem pentru contractarea capacităţii agregate, care reprezintă suma valorilor calculate în conformitate cu pct.250, subpunctul 1) de către OST implicaţi;

2) suma valorilor individuale actuale ale creşterii estimate în privinţa venitului reglementat sau venitului-ţintă al OST implicaţi, care este atribuibilă capacităţii incrementale ale unui nivel de ofertă specific;

3) factorul f, ce defineşte cota parte (%) din parametrul prevăzut la subpunctul 2), care trebuie acoperită de parametrul stabilit la subpunctul 1) şi care le permite tuturor OST implicaţi să acopere, în mod individual, părţile lor respective, definite în prealabil.

257. Rezultatul aplicării testului economic unic este pozitiv dacă toate testele economice de fond duc la rezultate pozitive, astfel cum se prevede la pct.251 subpunctul 1), ţinând cont de o posibilă redistribuire a veniturilor în conformitate cu pct.258 şi 259. În caz contrar, rezultatul aplicării testului economic este negativ.

258. În cazul în care o redistribuire a veniturilor ar putea duce la o scădere a nivelului de angajamente obligatorii ale utilizatorilor de sistem pentru contractarea capacităţii necesare pentru un rezultat pozitiv al testului economic unic, OST pot transmite autorităţilor naţionale de reglementare relevante, în vederea unor aprobări coordonate, mecanismele de redistribuire a veniturilor ce provin din capacitatea incrementală.

259. O redistribuire a veniturilor poate fi efectuată după cum urmează:

1) în timpul procesului de comasare a parametrilor individuali ai testului economic într-un test economic unic;

2) în cazul în care testul economic unic dă un rezultat negativ, în timp ce, simultan, nivelul angajamentului obligatoriu al utilizatorilor de sistem privind contractarea capacităţii depăşeşte minimul necesar pentru acoperirea valorii actuale individuale a creşterii venitului reglementat sau a venitului-ţintă pentru cel puţin unul dintre OST implicaţi.

Secţiunea 4

Cerinţele de publicare referitoare la testul economic

260. În cazul unui anumit proiect de capacitate incrementală, OST prezintă Agenţiei spre aprobare următoarele informaţii pentru fiecare nivel de ofertă:

1) preţurile de referinţă estimate pentru termenul ofertei iniţiale de capacitate incrementală utilizate pentru calculul parametrului prevăzut la pct.250, subpunctul 1) şi la pct.256, subpunctul 1), în cazul în care se aplică un test economic separat sau, respectiv, un test economic unic;

2) parametrii prevăzuţi la pct.250, subpunctele 2)-3) şi la pct.256, subpunctele 2)-3), în cazul în care se aplică un test economic separat sau, respectiv, un test economic unic;

3) dacă este cazul, intervalul în care se situează nivelul primei minime obligatorii menţionate la pct.421 pentru fiecare nivel de ofertă şi pentru fiecare punct de interconectare, aplicată în cadrul primei licitaţii şi, eventual, în cadrul licitaţiilor ulterioare în care se oferă capacitate incrementală în modul definit la pct.420.

261. După aprobarea de către Agenţie, OST implicat trebuie să publice informaţiile prevăzute la pct.260, astfel cum se prevede la pct.286.

Secţiunea 5

Evaluarea cererii de pe piaţă

262. Imediat după începerea licitaţiei anuale pentru capacitatea anuală cel puţin în fiecare an impar, OST cooperează în cadrul proceselor de evaluare a cererii de capacitate incrementală de pe piaţă şi efectuează studii tehnice pentru proiectele de capacitate incrementală pentru punctele lor comune de interconectare.

263. În termen de cel mult 8 săptămâni de la începerea licitaţiei pentru capacităţile anuale, cel puţin în fiecare an impar, OST aflaţi de fiecare parte a graniţei unui sistem de intrare/ieşire elaborează Rapoarte comune de evaluare a cererii de pe piaţă, fiecare dintre acestea acoperind toate punctele de interconectare aflate la cel puţin una dintre graniţele unui sistem de intrare /ieşire. Raportul de evaluare a cererii de pe piaţă va determina cererea prognozată de capacitate incrementală de la nivelul tuturor utilizatorilor de sistem, în conformitate cu pct.269 şi va preciza dacă este necesară iniţierea unui proiect de capacitate incrementală.

264. Raportul de evaluare a cererii de pe piaţă se publică în una sau mai multe limbi oficiale a Părţii Contractante şi, în măsura posibilului în limba engleză, pe site-urile web ale OST, în termen de cel mult 16 săptămâni de la începerea licitaţiei anuale a capacităţii anuale, cel puţin în fiecare an impar.

265. OST realizează rapoartele de evaluare a cererii, bazat pe un model standard elaborat de ENTSO-G şi publică rapoartele pe pagina sa electronică.

266. În cazul în care utilizatorii de sistem îşi depun cererile de capacitate în termen de cel mult 8 săptămâni de la începerea licitaţiei anuale a capacităţii anuale în anii cu număr par, OST pot conveni să efectueze o evaluare a cererii de pe piaţă şi într-un an par, cu condiţia ca:

1) procesul prevăzut la pct.262–296 să poată fi încheiat înainte de începutul următorului ciclu de evaluare a cererii menţionat la pct.262; şi

2) ca respectivul calendar al licitaţiei să fie respectat.

267. OST examinează indiciile neobligatorii privind cererea depusă în termen de cel mult 8 săptămâni de la începerea licitaţiei anuale în cadrul evaluării în curs a cererii de pe piaţă.

268. OST pot lua în considerare indicii neobligatorii privind cererea depusă după termenul stabilit la pct.267 în cadrul evaluării în curs a cererii de pe piaţă sau le pot include în următoarea evaluare a cererii de pe piaţă.

269. Indicii neobligatorii privind cererea menţionată la pct.267 şi 268 trebuie să conţină cel puţin următoarele informaţii:

1) cele 2 sau mai multe sisteme de intrare/ieşire adiacente pentru care s-a formulat cererea de capacitate incrementală – la una sau la ambele părţi ale unui punct de interconectare – precum şi direcţia solicitată;

2) anul (anii) gazier(i) pentru care s-a formulat cererea de capacitate incrementală;

3) capacitatea solicitată între sistemele de intrare/ieşire respective;

4) informaţiile referitoare la indiciile neobligatorii privind cererile care au fost sau care vor fi prezentate altor OST, în cazul în care aceşti indicii sunt legaţi între ei, cum ar fi cererea de capacităţi în mai multe puncte de interconectare asociate.

270. Utilizatorii de sistem indică dacă cererea lor face obiectul unor condiţii conform pct.269, subpunctul 1)-4).

271. OST răspund indiciilor neobligatorii privind cererea în termen de 16 săptămâni de la începerea licitaţiilor anuale sau în termen de 8 săptămâni de la primirea indiciilor privind cererea în conformitate cu pct.262. Răspunsul trebuie să includă cel puţin următoarele elemente:

1) dacă cererea indicată poate fi luată în considerare de OST în cadrul procesului în curs; sau

2) dacă, în cazul unor indici privind cererea în conformitate cu pct.268, acestea sunt insuficiente pentru a se lua în considerare iniţierea unui proces de capacitate incrementală în conformitate cu pct.266; sau

3) în cadrul cărui raport de evaluare a cererii de pe piaţă, în conformitate cu pct.264, va fi evaluată cererea, cu condiţia ca cererea indicată să nu poată fi luată în considerare în conformitate cu pct.271, subpunctul 1) sau 2), fapt care trebuie justificat.

272. Un OST are dreptul de a percepe taxe pentru activităţile care decurg din depunerea indiciilor neobligatorii privind cererea. Aceste taxe reflectă costurile administrative pentru depunerea cererii, fac obiectul aprobării de către Agenţie şi sunt publicate pe site-ul web al OST. Aceste taxe sunt rambursate respectivului utilizator de sistem în cazul în care testul economic pentru, cel puţin, un nivel de ofertă care include capacitatea incrementală în fiecare punct de interconectare dă rezultate pozitive.

273. Raportul de evaluare a cererii de pe piaţă ia în considerare următoarele criterii:

1) dacă planul de dezvoltare a reţelelor de transport al gazelor naturale pentru 10 ani, după caz, identifică un decalaj de capacitate fizică prin care o anumită regiune este subalimentată într-un scenariu de vârf rezonabil şi atunci când oferirea de capacitate incrementală în punctul de interconectare ar putea reduce decalajul; sau dacă un plan naţional de dezvoltare a reţelei identifică o cerinţă de transport fizic concretă şi durabilă;

2) dacă nu este disponibil niciun PCS anuală care să lege 2 sisteme de intrare/ieşire adiacente în cadrul licitaţiei anuale a capacităţii anuale pentru anul în care s-ar putea oferi pentru prima dată capacitate incrementală şi în cei 3 ani care urmează, deoarece toată capacitatea a fost contractată;

3) dacă utilizatorii de sistem au prezentat indicii neobligatorii privind cererea prin care solicită capacitate incrementală pentru un număr consecutiv de ani şi dacă toate celelalte mijloace eficiente din punct de vedere economic pentru maximizarea disponibilităţii capacităţii existente au fost epuizate.

274. Raportul de evaluare a cererii de pe piaţă trebuie să includă cel puţin următoarele elemente:

1) o concluzie referitoare la oportunitatea de a iniţia un proiect de capacitate incrementală;

2) indicii agregaţi neobligatorii privind cererea primită nu mai târziu de 8 săptămâni de la începerea licitaţiei anuale a capacităţii anuale în anul de publicare a raportului respectiv de evaluare a cererii;

3) indicii de cerere agregată neobligatorii depuse după termenul-limită prevăzut la pct.267-268 în timpul procesului de capacitate incrementală anterior, în cazul în care aceşti indicii privind cererea nu au fost luaţi în considerare la evaluarea anterioară a cererii;

4) indicii de cerere agregată care nu au caracter obligatoriu cu pct.268, în cazul în care OST au decis să le ia în considerare în cadrul evaluării în curs a cererii de pe piaţă;

5) o evaluare a volumului prognozat, a direcţiei şi a duratei cererii pentru capacitate incrementală în punctele de interconectare cu fiecare sistem de intrare/ieşire adiacent sau cu conductele de interconectare;

6) dacă vor fi sau nu desfăşurate studii tehnice pentru proiectele de capacitate incrementală, precizând punctele de interconectare şi nivelul prognozat al cererii;

7) calendarul provizoriu al proiectului de capacitate incrementală, studiile tehnice şi consultarea menţionată la pct.278 şi 279;

8) o concluzie privind tipurile de plăţi care vor fi introduse, dacă este cazul, în conformitate cu pct.272;

9) tipurile şi, în cazul în care este disponibilă, totalitatea agregată a indiciilor privind cererea condiţionată în conformitate cu pct.270;

10) modul în care OST intenţionează să aplice pct.155 în privinţa limitării numărului de ani oferiţi în cadrul licitaţiilor anuale ale capacităţii anuale în procesul de capacitate incrementală.

275. OST şi autorităţile naţionale de reglementare publică punctele de contact aferente proiectelor de capacitate incrementală, iniţiate odată cu publicarea raportului de evaluare a cererii de pe piaţă, şi actualizează aceste informaţii în mod regulat pe întreaga durată a proiectului.

Secţiunea 6

Etapa de proiectare

276. În ziua următoare datei de publicare a raportului de evaluare a cererii de pe piaţă începe etapa de proiectare, în cazul în care raportul de evaluare a cererii de pe piaţă identifică o cerere de proiecte de capacitate incrementală.

277. OST care îşi desfăşoară activitatea la punctul de interconectare respectiv efectuează studii tehnice vizând proiectele de capacitate incrementală în vederea conceperii proiectului de capacitate incrementală şi a proiectării nivelurilor de ofertă coordonate pe baza fezabilităţii tehnice şi a rapoartelor de evaluare a cererii de pe piaţă.

278. În termen de cel mult 12 săptămâni de la începutul etapei de proiectare, OST efectuează o consultare publică comună privind propunerile de proiect, în limba română şi, în măsura posibilului, în limba engleză, pe o perioadă de cel puţin o lună şi de cel mult 2 luni. Aceşti OST iau toate măsurile rezonabile pentru a asigura coordonarea transfrontalieră.

279. Consultarea trebuie să cuprindă cel puţin următoarele elemente:

1) o descriere a proiectului de capacitate incrementală, inclusiv o estimare a costurilor;

2) nivelurile de ofertă pentru produsele de capacitate agregată în punctul de interconectare;

3) dacă este cazul, pe baza indiciilor privind cererea condiţionată, mecanismul alternativ de alocare propus al OST, inclusiv justificarea acestuia;

4) eşalonările provizorii ale proiectului de capacitate incrementală;

5) normele şi condiţiile generale pe care utilizatorii de sistem trebuie să le accepte pentru a participa şi a avea acces la capacitate în cadrul etapei obligatorii de alocare a capacităţii a procesului de capacitate incrementală, inclusiv orice garanţii care urmează să fie prezentate de utilizatorii de sistem şi modul în care posibilele întârzieri înregistrate în furnizarea de capacitate sau în cazul unei perturbări a proiectului sunt abordate în contract;

6) în cazul în care pentru proiectul de capacitate incrementală este urmată o abordare privind preţul de plătit fix, elementele IND şi RP descrise la pct.391, subpunctul 2);

7) nivelul angajamentelor utilizatorului de sistem, exprimate ca o estimare a factorului f, în conformitate cu pct.253 şi 254, care, după consultarea cu OST, este propus şi aprobat ulterior de Agenţie;

8) orice indice suplimentar privind cererea primită în conformitate cu pct.268;

9) dacă capacitatea incrementală ar putea avea ca rezultat o scădere semnificativă în ceea ce priveşte utilizarea altor infrastructuri de gaze naturale neamortizate în cadrul aceluiaşi sistem de intrare/ieşire sau al unor sisteme de intrare/ieşire adiacente sau de-a lungul aceleiaşi rute de transport de gaze naturale.

280. În procesul de proiectare a nivelurilor de ofertă coordonate, OST cooperează cu Agenţia şi asigură coordonarea transfrontalieră, cu scopul de a permite depunerea unor oferte de capacitate incrementală ca produse agregate. Propunerea de proiect şi elaborarea de niveluri de ofertă coordonate ţin cont de rezultatele consultării menţionate la pct.279.

Secţiunea 7

Aprobarea şi publicarea

281. În urma consultării şi finalizării etapei de proiectare pentru un proiect de capacitate incrementală în conformitate cu pct.276-280, OST implicaţi transmit autorităţilor naţionale de reglementare propunerea de proiect pentru proiectul de capacitate incrementală, în vederea obţinerii unor aprobări coordonate din partea acestora. Propunerea de proiect este publicată, de OST implicaţi în limba română şi, în măsura posibilului, în limba engleză cuprinzând, cel puţin, următoarele informaţii:

1) toate nivelurile de ofertă, reflectând gama de cerere prognozată de capacitate incrementală în punctele de interconectare relevante, ca urmare a proceselor prevăzute la pct.278 şi pct.262-275;

2) normele şi condiţiile generale pe care un utilizator de sistem trebuie să le accepte pentru a participa şi a avea acces la capacitate în cadrul etapei obligatorii de alocare a capacităţii a procesului de capacitate incrementală, inclusiv orice garanţii reale care urmează să fie furnizate de utilizatorii de sistem şi modul în care posibilele întârzieri în furnizarea de capacitate sau în cazul unei perturbări a proiectului sunt abordate la nivel contractual;

3) eşalonarea proiectului de capacitate incrementală, inclusiv modificările care au survenit ca urmare a consultării descrise la pct.278, precum şi măsurile de prevenire a întârzierilor şi de reducere la minimum a impactului întârzierilor;

4) parametrii definiţi la pct.250;

5) dacă ar fi necesar un orizont de timp extins în condiţii excepţionale pentru contractarea capacităţii pentru o perioadă suplimentară de până la 5 ani în plus faţă de alocarea de până la 15 ani de după începutul utilizării operaţionale, în conformitate cu pct.291-296;

6) dacă este cazul, mecanismul alternativ de alocare propus, inclusiv justificarea acestuia în conformitate cu pct.292, precum şi condiţiile aprobate de OST pentru etapa obligatorie în conformitate cu pct.293;

7) în cazul în care pentru proiectul de capacitate incrementală este urmată o abordare privind un preţ fix, elementele descrise la pct.291, subpunctul 2).

282. În termen de 6 luni de la primirea propunerii complete de proiect de către autorităţile naţionale de reglementare competente, acestea publică decizii coordonate privind propunerea de proiect definită la pct.281, în una sau mai multe limbi oficiale ale Părţii Contractante şi, în măsura posibilului, în limba engleză. Aceste decizii trebuie să includă justificări. Autorităţile naţionale de reglementare se informează reciproc în legătură cu primirea propunerii de proiect şi cu integralitatea ei, pentru a determina începutul perioadei de 6 luni.

283. Atunci când pregăteşte decizia fiecare autoritate naţională de reglementare ia în considerare punctele de vedere ale celorlalte autorităţi naţionale de reglementare implicate. Autorităţile naţionale de reglementare iau în considerare orice efecte dăunătoare asupra concurenţei sau asupra funcţionării eficiente a pieţei interne a gazelor naturale asociată cu proiectele de capacitate incrementală.

284. În cazul în care o autoritate naţională de reglementare relevantă aduce obiecţii în legătură cu propunerea de proiect depusă, ea informează, cât mai curând posibil, celelalte autorităţi naţionale de reglementare implicate. Într-o astfel de situaţie, toate autorităţile naţionale de reglementare trebuie să ia toate măsurile rezonabile pentru a colabora şi pentru a ajunge la un acord comun.

285. În cazul în care autorităţile naţionale de reglementare relevante nu reuşesc să ajungă la un acord privind mecanismul alternativ de alocare propus în termenul de 6 luni prevăzut la pct.282, Comitetului de reglementare al CE decide cu privire la mecanismul alternativ de alocare, care urmează să fie pus în aplicare, urmând procedura prevăzută la pct.128.

286. Odată cu publicarea deciziilor luate de autorităţile naţionale de reglementare relevante, în conformitate cu pct.282 şi nu mai târziu de 2 luni înainte de oferta de capacitate incrementală din cadrul licitaţiei anuale a capacităţii anuale, OST publică un anunţ comun în limba română şi, după caz, în limba engleză, incluzând următoarele informaţii minime:

1) informaţiile prevăzute la pct.281, astfel cum au fost aprobate de Agenţie;

2) un model de contract (e) privind capacitatea oferită.

Secţiunea 8

Licitarea capacităţii incrementale

287. Sub rezerva finalizării etapelor prevăzute la pct.276-280, OST implicaţi oferă capacitatea incrementală împreună cu capacitatea disponibilă în cadrul licitaţiei anuale a capacităţii anuale ca produse agregate standard în cadrul licitaţiilor cu preţ crescător în conformitate cu pct.209-230, în mod implicit, şi în conformitate cu pct.143, 144, 242 şi 243.

288. Licitaţiile pentru nivelurile de ofertă respective se desfăşoară în paralel şi în mod independent unele de altele, în conformitate cu pct.209-230 şi sub rezerva dispoziţiilor pct.137. Se licitează doar nivelurile de ofertă coordonate.

289. Pentru a reduce la minimum posibilele prime de licitaţie şi pentru a obţine rezultate pozitive în urma testului economic pentru cel mai ridicat nivel de ofertă posibil, poate fi iniţiată o nouă licitaţie, o singură dată şi numai în cazul în care:

1) au existat cel puţin 2 niveluri de ofertă stabilite de OST înainte de începerea licitaţiilor descrise la pct.289; şi

2) cel puţin un nivel de ofertă a fost necâştigător şi dacă el a înregistrat un rezultat negativ în urma testului economic; şi

3) următorul nivel de ofertă mai mic al celui mai mic nivel de ofertă necâştigător a înregistrat rezultate pozitive în urma testului economic şi a fost adjudecat cu o primă de licitaţie pentru cel puţin un PCS anuală.

În cazul în care aceste condiţii sunt îndeplinite, noua licitaţie poate fi iniţiată pentru cel mai mic nivel de ofertă necâştigător menţionat la subpunctul 2).

290. În cazul în care noua licitaţie nu înregistrează un rezultat pozitiv în urma testului economic, rezultatele privind alocarea licitaţiei iniţiale menţionate la pct.289, subpunctul 3) prevalează în conformitate cu pct.228 şi 229.

Secţiunea 9

Principiile mecanismelor alternative de alocare a capacităţii

291. Un mecanism alternativ de alocare a capacităţii poate prevedea o perioadă de maximum 15 ani de la începerea utilizării operaţionale. În cazul în care testul economic nu duce la rezultate pozitive pe baza rezervărilor pe 15 ani, Agenţia are dreptul să extindă în mod excepţional termenul cu până la încă 5 ani.

292. Un mecanism alternativ de alocare a capacităţii poate fi utilizat numai dacă este aprobat de către Agenţie, în cazul în care este rezonabil să se concluzioneze, în urma evaluării cererii de pe piaţă efectuate în temeiul pct.262-275 sau în urma consultării prevăzute la pct.278, potrivit căreia, licitaţia cu preţ crescător nu este potrivită şi că proiectul de capacitate incrementală îndeplineşte următoarele 2 condiţii:

1) implică mai mult de 2 sisteme de intrare/ieşire, iar ofertele sunt solicitate pentru mai multe puncte de interconectare în cadrul procedurii de alocare;

2) se solicită oferte cu o durată mai mare de un an.

293. În cadrul unui mecanism alternativ de alocare, utilizatorii de sistem pot prezenta oferte condiţionate obligatorii pentru contractarea capacităţii, sub rezerva îndeplinirii uneia sau mai multe dintre următoarele condiţii specificate de OST în propunerea de proiect aprobată în conformitate cu pct.281:

1) angajamente care includ sau exclud angajamente în alte puncte de interconectare;

2) angajamente între mai multe PCS anuală într-un punct de interconectare;

3) angajamente condiţionate de capacitatea alocată.

294. Mecanismul alternativ de alocare se aprobă de către Agenţie, în conformitate cu pct.282. Mecanismul trebuie să fie transparent şi nediscriminatoriu, dar el poate permite prioritizarea duratei de rezervare sau a ofertelor de capacitate pentru un PCS anuală.

295. În cazul în care se acordă prioritate termenului (perioadei) de rezervare sau ofertelor mai mari de capacitate, autorităţile naţionale de reglementare decid să rezerveze cel puţin 10% din capacitatea tehnică şi până la 20% din capacitatea tehnică pentru fiecare punct de interconectare, atunci când aplică pct.143. Capacitatea rezervată în acest mod este oferită în conformitate cu pct.142.

296. În cazul proiectelor de capacitate incrementală iniţiate înainte de data intrării în vigoare a prezentului Cod, se aplică prevederile pct.262-295, cu excepţia cazului în care aceste proiecte au primit aprobările aplicabile pentru alocarea capacităţii din partea autorităţilor naţionale de reglementare competente înainte de expirarea a 4 luni de la data intrării în vigoare a prezentului Cod.

CAPITOLUL VI

CAPACITATE ÎNTRERUPTIBILĂ

Secţiunea 1

Alocarea serviciilor întreruptibile

297. OST oferă un produs de capacitate zilnică pentru capacitatea întreruptibilă acolo unde este posibil în ambele direcţii, în punctele de interconectare în care respectivul PCS pentru capacitate fermă a fost epuizat pentru ziua următoare sau nu a fost oferit. În punctele de interconectare unidirecţionale în care capacitatea fermă este oferită doar într-o singură direcţie, OST oferă cel puţin un produs zilnic pentru capacitate întreruptibilă în direcţia opusă.

298. În cazul în care se oferă capacitate întreruptibilă, acest fapt nu trebuie să afecteze oferta de capacitate fermă. OST nu rezervă capacitate care poate fi oferită drept capacitate fermă pentru a o oferi în calitate de capacitate întreruptibilă.

299. În măsura în care se oferă produse de capacitate întreruptibilă, altele decât produse zilnice, aceleaşi PCS pentru capacitatea fermă se aplică şi pentru capacitatea întreruptibilă, în ceea ce priveşte durata produselor.

300. În măsura în care se oferă capacitate întreruptibilă, aceasta se alocă prin intermediul unui proces de licitaţie, cu excepţia capacităţii întreruptibile intra-zilnice.

301. Capacitatea întreruptibilă intra-zilnică se alocă prin intermediul unei proceduri de supranominalizare.

302. Capacitatea întreruptibilă intra-zilnică se alocă numai atunci când capacitatea fermă, indiferent dacă este vorba despre capacitate tehnică sau capacitate suplimentară, este epuizată.

303. În cazul în care se organizează licitaţii pentru produse întreruptibile cu o durată mai mare decât cea intra-zilnică, OST publică volumele de capacitate întreruptibilă oferite, în cazul în care acestea sunt cunoscute, înainte de începerea procesului de licitaţie.

304. Dacă se oferă capacitate întreruptibilă, aceasta se alocă prin intermediul unei licitaţii separate după ce a fost alocată o capacitate fermă cu o durată echivalentă, dar înainte să înceapă licitaţia pentru capacitatea fermă cu o durată mai mică, cu excepţia capacităţii întreruptibile intra-zilnice.

305. Dacă se oferă posibilitatea de derulare a unor licitaţii de capacitate întreruptibilă, acestea se desfăşoară în conformitate cu aceleaşi principii de proiectare şi cu aceeaşi frecvenţă ca şi cele aplicate în cazul capacităţii ferme. Datele exacte pentru desfăşurarea licitaţiilor care vor fi utilizate în cazul licitaţiilor capacităţii întreruptibile sunt prezentate în detaliu în calendarul licitaţiei, cu excepţia capacităţii întreruptibile intra-zilnice. Pentru licitaţiile anuale ale capacităţii anuale, pentru toate licitaţiile anuale ale capacităţii trimestriale şi pentru toate licitaţiile periodice ale capacităţii lunare, OST informează utilizatorii de sistem cu privire la capacitatea întreruptibilă care urmează să fie oferită cu o săptămână înainte de începerea licitaţiei. În cazul în care o licitaţie de capacitate fermă nu s-a închis în ziua de începere stabilită pentru licitaţiile întreruptibile, licitaţiile de capacitate întreruptibilă se deschid cel târziu în următoarea zi lucrătoare după închiderea licitaţiilor de capacitate fermă. În astfel de cazuri, orice modificare a volumelor oferite se notifică cu, cel puţin, 12 ore înainte de începerea licitaţiei de capacitate întreruptibilă.

Secţiunea 2

Duratele minime ale întreruperilor

306. Capacităţile întreruptibile trebuie să aibă durate minime ale întreruperilor, care trebuie stabilite de comun acord de OST adiacenţi.

Durata minimă a întreruperii pentru o oră gazieră dată este de 45 de minute, după iniţierea ciclului de renominalizare pentru respectiva oră gazieră. În cazul în care 2 OST doresc să reducă durata întreruperilor, orice acord pe care OST îl încheie în acest sens face obiectul aprobării din partea Agenţiei.

307. OST care iniţiază întreruperea informează OST adiacent. OST adiacenţi informează cât mai curând posibil utilizatorii de sistem afectaţi, acordând însă o atenţie corespunzătoare fiabilităţii informaţiilor oferite.

Secţiunea 3

Ordinea stabilită a întreruperilor

308. Ordinea în care se efectuează întreruperile, în cazul în care totalul nominalizărilor depăşeşte cantitatea de gaze naturale care poate trece printr-un anumit punct de interconectare, se stabileşte în funcţie de data încheierii contractelor privind prestarea serviciilor de transport pe o bază întreruptibilă. În cazul unei întreruperi, contractul privind prestarea serviciilor de transport care intră în vigoare mai devreme prevalează asupra contractelor privind prestarea serviciilor de transport care intră în vigoare mai târziu.

309. Dacă, după aplicarea procedurii prevăzute la pct.308, două sau mai multe nominalizări sunt clasificate la aceeaşi poziţie în cadrul ordinii întreruperilor, iar OST nu le întrerupe pe toate, se aplică o reducere proporţională a acestor nominalizări specifice.

310. Pentru a ţine cont de diferenţele dintre diferitele servicii de capacitate întreruptibilă din cadrul Comunităţii Energetice, OST adiacenţi pun în aplicare şi coordonează procedurile comune prevăzute la prezenta Secţiune pentru fiecare punct de interconectare în parte.

311. OST trebuie să includă motivele întreruperilor fie direct în contractele pentru prestarea serviciului de transport de capacitate întreruptibilă, fie în clauzele şi condiţiile generale care reglementează aceste contracte. Drept motive de întrerupere pot servi calitatea gazelor naturale, presiunea, temperatura, structura fluxului, utilizarea contractelor de capacitate fermă, întreţinerea, constrângerile din amonte sau din aval, obligaţiile de serviciu public şi gestionarea capacităţii ce derivă din procedurile de gestionare a congestiilor, fără însă a se limita la acestea.

CAPITOLUL VI¹

CAPACITATEA CONDIŢIONATĂ

[Cap.VI1 (pct.311¹- 311⁹) în redacţia Hot.ANRE nr.310 din 06.05.2026, în vigoare 08.05.2026]

[Cap.VI1 (pct.311¹- 311⁹) introdus prin Hot. ANRE nr.328 din 20.06.2025, în vigoare 24.06.2025]

311¹. În scopul sporirii utilizării capacităţilor reţelelor de transport ale Republicii Moldova ca parte componentă a coridorului vertical de transport al gazelor naturale (coridorul Transbalcanic), OST asigură capacitate condiţionată prin dreptul de a utiliza simultan capacitatea punctelor de interconectare de intrare şi a punctelor de interconectare de ieşire de către utilizatorii de sistem, în condiţiile prezentului Capitol.

[Pct.311¹ în redacţia Hot.ANRE nr.310 din 06.05.2026, în vigoare 08.05.2026]

[Pct.311¹ introdus prin Hot. ANRE nr.328 din 20.06.2025, în vigoare 24.06.2025]

311². Accesul la capacitatea condiţionată este oferit pentru produse de capacitate de tip ziua următoare/lunare/trimestriale/anuale în funcţie de capacităţile tehnice ale punctelor de interconectare de intrare/de ieşire ale OST.

[Pct.311² în redacţia Hot.ANRE nr.310 din 06.05.2026, în vigoare 08.05.2026]

[Pct.311² introdus prin Hot. ANRE nr.328 din 20.06.2025, în vigoare 24.06.2025]

311³. OST asigură accesul la capacitatea condiţionată la punctele de interconectare de intrare/de ieşire pentru care Agenţia a aprobat tarife pentru capacitatea condiţionată. OST publică pe pagina sa web oficială lista punctelor de interconectare de intrare/de ieşire la care este oferită capacitatea condiţionată şi tarifele aplicabile.

[Pct.311³ în redacţia Hot.ANRE nr.310 din 06.05.2026, în vigoare 08.05.2026]

[Pct.311³ introdus prin Hot. ANRE nr.328 din 20.06.2025, în vigoare 24.06.2025]

311⁴. Tarifele pentru produsul de capacitate condiţionată se calculează în baza Metodologiei de calculare, aprobare şi aplicare a tarifelor reglementate pentru serviciul de transport al gazelor naturale, aprobată prin Hotărârea ANRE nr.535/2019. Condiţiile de plată pentru capacitatea condiţionată sunt stabilite în contractul pentru prestarea serviciilor de transport al gazelor naturale.

[Pct.311⁴ în redacţia Hot.ANRE nr.310 din 06.05.2026, în vigoare 08.05.2026]

[Pct.311⁴ introdus prin Hot. ANRE nr.328 din 20.06.2025, în vigoare 24.06.2025]

311⁵. Pentru utilizarea capacităţii condiţionate, utilizatorul de sistem rezervă capacitatea şi depune o nominalizare/renominalizare a capacităţii condiţionate, în conformitate cu Codul.

[Pct.311⁵ în redacţia Hot.ANRE nr.310 din 06.05.2026, în vigoare 08.05.2026]

[Pct.311⁵ introdus prin Hot. ANRE nr.328 din 20.06.2025, în vigoare 24.06.2025]

311⁶. Cantităţile de gaze naturale transportate în condiţiile de utilizare a capacităţii condiţionate nu sunt contabilizate de către OST în portofoliul de echilibrare al utilizatorului de sistem şi nu sunt luate în considerare la calculul dezechilibrului său zilnic.

[Pct.311⁶ în redacţia Hot.ANRE nr.310 din 06.05.2026, în vigoare 08.05.2026]

[Pct.311⁶ introdus prin Hot. ANRE nr.328 din 20.06.2025, în vigoare 24.06.2025]

311⁷. Utilizarea capacităţii condiţionate este determinată îndeplinirea cumulativă a următoarelor condiţii:

1) capacitatea condiţionată se oferă utilizatorilor de sistem exclusiv pentru transportul gazelor naturale din punctul de interconectare (PI) de intrare PI Căuşeni (UA→MD) pentru capacitatea fără acces la PVT;

2) accesul la PVT prin PI Căuşeni, pe direcţia intrare (UA→MD), din motive operaţionale este posibil în limita a 6 mil. m³/zi. Diferenţa dintre capacitatea tehnică disponibilă şi limita de 6 mil. m³/zi va fi oferită fără acces la PVT, cu condiţia rezervării unei capacităţi egale în PI Grebenyky, pe direcţia ieşire (MD→UA), ca şi capacitate condiţionată;

3) în PI Căuşeni, pe direcţia intrare, utilizatorul de sistem poate rezerva o capacitate fermă/întreruptibilă fără acces la PVT, numai dacă, în PI Grebenyky, pe direcţia ieşire, acelaşi utilizator de sistem rezervă o capacitate cel puţin egală cu cea solicitată în PI Căuşeni fără acces la PVT;

4) în PI Grebenyky, pe direcţia ieşire (MD→UA), utilizator de sistem poate rezerva întreaga capacitate tehnică fermă/întreruptibilă disponibilă cu accesul la PVT;

5) capacitatea condiţionată nu poate fi utilizată pentru transportul gazelor naturale în/din alte puncte de interconectare de intrare/de ieşire, spre punctele de ieşire în reţelele de distribuţie a gazelor naturale sau punctele de ieşire spre consumatorii instalaţiile de utilizare ale cărora sunt racordate la reţeaua de transport al gazelor naturale;

6) cantitatea de gaze naturale injectată în decursul zilei gaziere, la punctul de interconectare de intrare PI Căuşeni, în baza capacităţii condiţionate, fără acces la PVT, rezervate în acest punct, trebuie să fie egală cu cantitatea de gaze naturale preluată la punctul de interconectare de ieşire PI Grebenyky;

7) gazele naturale sunt transportate în regim vamal de tranzit, în conformitate cu cerinţele Codului Vamal al Republicii Moldova aprobat prin Legea nr.95/2021.

[Pct.311⁷ în redacţia Hot.ANRE nr.310 din 06.05.2026, în vigoare 08.05.2026]

[Pct.311⁷ introdus prin Hot. ANRE nr.328 din 20.06.2025, în vigoare 24.06.2025]

311⁸. Dacă în urma procesului de verificare/corelare a nominalizărilor/renominalizărilor cu OST adiacenţi rezultă că cantităţile de gaze naturale pentru capacitate condiţionată confirmate la punctul de interconectare de intrare PI Căuşeni diferă de cantităţile confirmate la punctul de interconectare de ieşire PI Grebenyky, OST reduce unilateral cantităţile confirmate la valoarea cea mai mică dintre cantităţi şi informează utilizatorul de sistem şi OST adiacent despre acest fapt.

[Pct.311⁸ în redacţia Hot.ANRE nr.310 din 06.05.2026, în vigoare 08.05.2026]

[Pct.311⁸ introdus prin Hot. ANRE nr.328 din 20.06.2025, în vigoare 24.06.2025]

311⁹. OST are dreptul să întrerupă, total sau parţial, serviciul de transport dacă nu sunt întrunite condiţiile de alocare a capacităţii condiţionate.

[Pct.311⁹ în redacţia Hot.ANRE nr.310 din 06.05.2026, în vigoare 08.05.2026]

[Pct.311⁹ introdus prin Hot. ANRE nr.328 din 20.06.2025, în vigoare 24.06.2025]

CAPITOLUL VII

PLATFORMELE DE REZERVARE A CAPACITĂŢII

Secţiunea 1

Platformele de rezervare a capacităţii

312. OST oferă capacitate prin intermediul unei singure platforme de rezervare online comune sau prin intermediul unui număr limitat de astfel de platforme. OST pot exploata de sine stătător aceste platforme sau o pot face prin intermediul unei părţi stabilite de comun acord care, dacă este necesar, acţionează în numele acestora în relaţia cu utilizatorii de sistem.

313. Platformele de rezervare comune aplică următoarele norme:

1) se aplică normele şi procedurile privind oferirea şi alocarea capacităţilor în conformitate cu Capitolul III din prezentul Titlu;

2) se acordă prioritate instituirii unui proces care să permită oferirea de capacitate fermă agregată în conformitate cu Capitolul IV din prezentul Titlu;

3) utilizatorilor de sistem li se oferă posibilitatea de a oferi şi a obţine capacitate secundară;

4) pentru a utiliza serviciile platformelor de rezervare, utilizatorii de sistem trebuie să acceseze şi să respecte toate cerinţele legale şi contractuale aplicabile care le permit să rezerve şi să utilizeze capacitate în reţeaua OST în temeiul unui contract privind prestarea serviciilor de transport al gazelor naturale;

5) capacitatea disponibilă în orice punct de interconectare sau în orice punct de interconectare virtual este oferită prin intermediul unei singure platforme de rezervare, dar un OST poate oferi capacitate la diferite puncte de interconectare sau de puncte de interconectare virtuală, prin intermediul unor platforme de rezervare diferite.

314. În cazul în care alegerea unei platforme de rezervare la un punct de interconectare sau într-un punct de interconectare virtual a fost făcută fie de autorităţile naţionale de reglementare ale OST adiacenţi, fie de Comitetul de reglementare al CE, OST ajung la un acord contractual cu privire la utilizarea unei platforme de rezervare cel mai târziu până la finalul perioadei menţionate în ultima propoziţie de la pct.439, care a fost aleasă de autorităţile naţionale de reglementare sau Comitetul de reglementare al CE. Dacă nu se ajunge la un acord contractual, se reia procedura stabilită la pct.439

315. Instituirea unei singure platforme de rezervare comune sau a unui număr limitat de astfel de platforme facilitează şi simplifică rezervarea de capacitate în punctele de interconectare din întreaga Comunitate Energetică, acest lucru fiind în beneficiul utilizatorilor de sistem.

316. Referitor la creşterile capacităţii tehnice, rezultatele alocărilor sunt publicate pe platforma de rezervare care este utilizată pentru scoaterea la licitaţie a capacităţii existente, iar referitor la noua capacitate creată, acolo unde în prezent nu există niciuna, rezultatele alocărilor sunt publicate pe o platformă de rezervare comună asupra căreia au convenit OST relevanţi.

317. Agenţia şi OST prezintă informaţiile solicitate de Consiliul de reglementare al CE în activitatea sa de evaluare şi monitorizare.

TITLUL V

STRUCTURILE TARIFARE ARMONIZATE PENTRU

TRANSPORTUL GAZELOR NATURALE

CAPITOLUL I

Secţiunea 1

318. Prezentul Titlu stabileşte normele privind structurile tarifare armonizate pentru transportul gazelor naturale, inclusiv norme privind aplicarea metodei de calculare a preţurilor de referinţă, cerinţele conexe în materie de consultare şi de publicare, precum şi norme privind calcularea preţurilor de rezervă pentru PCS.

319. Prezentul Titlu se aplică tuturor punctelor de intrare şi tuturor punctelor de ieşire ale reţelelor de transport al gazelor naturale, cu excepţia Capitolelor III, V şi VI, pct.403-406, 413, 414 şi a capitolului IX din prezentul Titlu, care se aplică numai punctelor de interconectare. Capitolele III, V şi VI, pct.403-406 şi Capitolul IX din prezentul Titlu se aplică punctelor de intrare spre ţările terţe sau punctelor de ieşire către ţările terţe sau ambelor tipuri de puncte, în cazul în care Agenţia ia decizia de a aplica la punctele respective, Titlul IV din prezentul Cod.

Secţiunea 2

Serviciile de transport, alte servicii decît cele

de transport şi tarifele pentru acestea

[Denumirea secţiunii 2 în redacţia Hot. ANRE nr.442/2020 din 24.11.2020, în vigoare 12.12.2020]

320. Un anumit serviciu este considerat un serviciu de transport al gazelor naturale dacă sunt îndeplinite criteriile de mai jos:

1) costurile aferente serviciului respectiv sunt influenţate de următorii factori de cost: capacitatea tehnică sau capacitatea contractată prognozată şi distanţa;

2) costurile serviciului respectiv sunt legate de investiţiile în infrastructura care face parte din baza reglementată a activelor pentru prestarea serviciilor de transport, precum şi de funcţionarea acestei infrastructuri.

321. Dacă oricare dintre criteriile stabilite la pct.320 nu sunt îndeplinite, un serviciu poate fi considerat un serviciu de transport, fie un alt serviciu decât de transport, în funcţie de rezultatele consultării periodice efectuate de către Agenţie sau de către OST desemnat de Agenţie, în conformitate pct.395-419.

[Pct.321 modificat prin Hot. ANRE nr.442/2020 din 24.11.2020, în vigoare 12.12.2020]

322. Tarifele pentru serviciul de transport pot fi stabilite astfel încât să ţină cont de condiţiile aplicabile produselor de capacitate fermă.

323. Venitul reglementat al OST pentru serviciul de transport al gazelor naturale se obţine prin aplicarea tarifului pentru serviciul de transport al gazelor naturale bazat pe capacitate.

324. Ca excepţie, în baza Hotărârii ANRE, o parte din venitul din prestarea serviciului de transport al gazelor naturale poate fi obţinut prin aplicarea tarifelor volumetrice, care sunt calculate separat unele de altele:

1) o plată bazată pe flux, care trebuie să respecte următoarele criterii:

a) este percepută în vederea acoperirii costurilor generate în principal de fluxul de gaze naturale;

b) este calculată pe baza fluxurilor de gaze naturale prognozate sau istorice ori pe baza ambelor tipuri de fluxuri şi este stabilită în aşa fel încât să fie aceeaşi la toate punctele de intrare şi la toate punctele de ieşire;

c) este exprimată în termeni monetari sau în natură;

2) o plată complementară pentru recuperarea veniturilor, care trebuie să respecte următoarele criterii:

a) este percepută în scopul gestionării recuperării parţiale sau în exces a veniturilor;

b) este calculată pe baza alocărilor de capacitate şi a fluxurilor prognozate sau istorice ori pe baza ambelor;

c) este aplicată la alte puncte decât la punctele de interconectare;

d) este aplicată după ce Agenţia a realizat o evaluare în ce măsură plata respectivă reflectă costurile şi impactul ei asupra subvenţiilor încrucişate între punctele de interconectare şi alte puncte decât punctele de interconectare.

325. Venitul din prestarea altor servicii decât cele de transport se recuperează prin alte tarife decât cele de transport, aplicabile pentru un anumit serviciu care nu este un serviciu de transport. Aceste tarife trebuie:

1) să reflecte costurile, să fie nediscriminatorii, obiective şi transparente;

2) să fie facturate beneficiarilor unui anumit serviciu, altul decât serviciile de transport, în scopul reducerii la minimum a subvenţiilor încrucişate între utilizatori de sistem dintr-o Parte Contractantă sau din afara acestuia".

[Pct.325 în redacţia Hot. ANRE nr.442/2020 din 24.11.2020, în vigoare 12.12.2020]

326. Dacă, potrivit Agenţiei un anumit serviciu aduce beneficii tuturor utilizatorilor de sistem, costurile aferente serviciului respectiv se recuperează de la toţi utilizatorii de sistem.

Secţiunea 3

Evaluarea alocării costurilor

327. Agenţia sau OST desemnat de Agenţie efectuează următoarele evaluări şi le publică în cadrul consultării finale menţionate la pct.394-399:

1) o evaluare a alocării costurilor referitoare la venitul aferent serviciilor de transport, care trebuie recuperat prin tarife pentru serviciul de transport bazate pe capacitate şi care se bazează exclusiv pe următorii factori de cost:

a) capacitatea tehnică; sau

b) capacitatea contractată prognozată; sau

c) capacitatea tehnică şi distanţa; sau

d) capacitatea contractată prognozată şi distanţa.

2) o evaluare a alocării costurilor referitoare la venitul aferent serviciilor de transport, care trebuie recuperat prin tarife volumetrice, dacă este cazul, şi care se bazează exclusiv pe următorii factori de cost:

a) volumul fluxurilor de gaze naturale; sau

b) volumul fluxurilor de gaze naturale şi distanţa.

328. Evaluările alocării costurilor indică nivelul subvenţiilor încrucişate între utilizarea reţelei în interiorul sistemului şi utilizarea reţelei între sisteme pe baza metodei de calculare a preţurilor de referinţă.

329. Evaluarea alocării costurilor, menţionată la pct.328, 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:

330. Evaluarea alocării costurilor menţionată la pct.327, subpunctul 2) se realizează după cum urmează:

1) venitul bazat pe produsul 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 factorului (factorilor) de cost ce ţin de produse pentru utilizarea reţelei în interiorul sistemului, pentru a calcula rata produselor în interiorul sistemului, care este definită ca unitate monetară per unitate de măsură, de exemplu MDL sau EURO per MWh, în conformitate cu următoarea formulă:

unde:

reprezintă venitul, în MDL sau EURO, care se obţine din tarifele volumetrice şi se facturează pentru utilizarea reţelei în interiorul sistemului;

reprezintă valoarea factorilor de cost ce ţin de produse pentru utilizarea reţelei în interiorul sistemului, de exemplu suma fluxurilor zilnice contractate medii prognozate în fiecare punct sau grup de puncte de intrare şi de ieşire în interiorul sistemului, şi este definit printr-o unitate de măsură, de exemplu MWh;

2) venitul bazat pe produsul 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 ce ţin de produse pentru utilizarea reţelei între sisteme, pentru a calcula rata produselor între sisteme, care este definită ca unitate monetară per unitate de măsură, în MDL sau EURO per MWh, în conformitate cu următoarea formulă:

unde:

reprezintă venitul, în MDL, care se obţine din tarifele volumetrice şi se facturează pentru utilizarea reţelei între sisteme;

este valoarea factorilor de cost ce ţin de produse pentru utilizarea reţelei între sisteme, de exemplu suma fluxurilor zilnice medii contractate prognozate 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;

3) indicele de comparaţie a alocării costurilor aferente produselor dintre ratele menţionate la subpunctele 1) şi 2), definit în procente, se calculează în conformitate cu următoarea formulă:

331. Venitul din prestarea serviciului de transport al gazelor naturale care trebuie obţinut din utilizarea reţelei în interiorul sistemului în punctele de intrare menţionate la pct.329, subpunctul 1) şi pct.330, subpunctul 1) se calculează după cum urmează:

1) capacitatea alocată sau, respectiv, al fluxurilor atribuite prestării serviciilor de transport utilizatorilor de sistem transfrontalieri în toate punctele de intrare este considerat a fi egal cu capacitatea sau, respectiv, fluxurile atribuite prestării serviciilor de transport pentru utilizarea reţelei între sisteme în toate punctele de ieşire;

2) capacitatea şi, respectiv, fluxurile, determinate 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.

332. În cazul în care distanţa este utilizată ca factor de cost în combinaţie cu capacitatea tehnică sau contractată prognozată sau cu fluxuri, se utilizează distanţa medie ponderată bazată pe capacitate sau, respectiv, distanţa medie ponderată bazată pe volum. În cazul în care rezultatele indicilor de comparaţie al alocării costurilor aferente capacităţii sau, respectiv, produselor menţionate la pct.330, subpunctul 3) sau, respectiv, la pct.331, subpunctul 3) depăşesc 10%, Agenţia prezintă justificarea acestor rezultate în Hotărârea menţionată la pct.402.

CAPITOLUL II

METODE DE CALCULARE A PREŢURILOR DE REFERINŢĂ

Secţiunea 1

Aplicarea metodei de calculare a preţurilor de referinţă

333. Metoda de calculare a preţurilor de referinţă este parte componentă a Metodologiei de aprobare şi aplicare a tarifelor pentru serviciul de transport al gazelor naturale aprobată de către Agenţie, în conformitate cu pct.400-417 (Secţiunea 2, Capitolul 7 din prezentul Titlu). Metoda de calculare a preţurilor de referinţă urmează să fie aplicată în funcţie de rezultatele consultărilor periodice desfăşurate în conformitate cu pct.394-399 (Secţiunea 1, Capitolul 7 din prezentul Titlu) conform Hotărârii ANRE.

334. Aplicarea metodei de calculare a preţurilor de referinţă permite calcularea unui preţ de referinţă.

335. În toate punctele de intrare şi de ieşire dintr-un sistem de intrare/ieşire se aplică aceeaşi metodă de calculare a preţurilor de referinţă, sub rezerva excepţiilor prevăzute la Secţiunea 5 din prezentul Capitol.

336. Aplicarea metodei de calculare a preţurilor de referinţă în toate punctele de intrare şi de ieşire poate fi ajustată numai în conformitate cu pct.341-342 sau ca urmare a uneia sau a mai multe dintre următoarele măsuri:

1) efectuarea unei evaluări comparative de către Agenţie prin care preţurile de referinţă dintr-un anumit punct de intrare sau de ieşire sunt ajustate, astfel încât valorile rezultate să atingă nivelul competitiv al preţurilor de referinţă;

2) aplicarea de către OST a aceluiaşi preţ de referinţă în unele puncte sau în toate punctele dintr-un grup omogen de puncte;

3) efectuarea de OST a unei reclasificări prin care preţurile de referinţă din toate punctele de intrare sau din toate punctele de ieşire ori din ambele tipuri de puncte să fie ajustate fie prin înmulţirea valorilor lor cu o constantă, fie prin adunarea sau scăderea din valorile lor a unei constante.

Secţiunea 2

Alegerea unei metode de calculare a preţurilor de referinţă

337. Metodologia de aprobare şi aplicare a tarifelor pentru serviciul de transport al gazelor naturale care include metoda de calculare a preţurilor de referinţă trebuie să respecte dispoziţiile articolului 99 din Legea nr.108/2016, cerinţele expuse în continuare, şi are drept scop:

1) de a permite utilizatorilor de sistem să reproducă calculul preţurilor de referinţă şi previzibilitatea exactă a acestora;

2) de a lua în considerare costurile reale suportate pentru prestarea serviciului de transport, având în vedere complexitatea reţelei de transport;

3) de a asigura nediscriminarea şi de a preveni subvenţionarea încrucişată nejustificată, inclusiv prin faptul că ţine cont de evaluările alocării costurilor prevăzute la pct.341-353 (Secţiunea 5, Capitolul 1 din prezentul Titlu);

4) de a garanta că nu li se atribuie consumatorilor finali din cadrul unui sistem de intrare/ieşire un risc semnificativ în materie de volum legat în special de transportul în cadrul acelui sistem de intrare/ieşire;

5) de a garanta că preţurile de referinţă rezultate nu distorsionează comerţul transfrontalier.

Secţiunea 3

Metoda de calculare a preţurilor de referinţă în funcţie de

distanţa medie ponderată bazată pe capacitate

338. Metoda de calculare a preţurilor de referinţă în funcţie de distanţa medie ponderată bazată pe capacitate trebuie să respecte următorii parametri:

1) partea din venitul aferent serviciilor de transport care trebuie recuperată din tarifele pentru serviciul de transport bazate pe capacitate;

2) capacitatea contractată prognozată în fiecare punct de intrare sau într-un grup de puncte de intrare şi în fiecare punct de ieşire sau într-un grup de puncte de ieşire;

3) în cazul în care punctele de intrare şi punctele de ieşire pot fi combinate într-un scenariu de flux relevant, distanţa cea mai scurtă a rutelor prin reţelele de transport dintre un punct de intrare sau un grup de puncte de intrare şi un punct de ieşire sau un grup de puncte de ieşire;

4) combinaţiile de puncte de intrare şi puncte de ieşire, în cazul în care unele puncte de intrare şi unele puncte de ieşire pot fi combinate într-un scenariu de flux;

5) raportul intrare/ieşire menţionat la pct.409, subpunctul 5) lit.b) este de 50/50.

339. În cazul în care punctele de intrare şi punctele de ieşire nu pot fi combinate într-un scenariu de flux, această combinaţie de puncte de intrare şi de ieşire nu se ia în calcul.

340. Preţurile de referinţă se determină în conformitate cu următoarele etape consecutive:

1) se calculează distanţa medie ponderată pentru fiecare punct de intrare sau grup de puncte de intrare şi pentru fiecare punct de ieşire sau grup de puncte de ieşire, luând în considerare, după caz, combinaţiile menţionate la pct.338, subpunctul 4), în conformitate cu formulele corespunzătoare de mai jos:

a) Distanţa medie ponderată pentru un punct de intrare sau un grup de puncte de intrare, în anul de reglementare "n" 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. Astfel, pentru un punct de intrare sau un grup de puncte de intrare :

unde:

– capacitatea prognozată care urmează a fi contractată în anul de reglementare "n" într-un punct de ieşire sau un grup de puncte de ieşire ;

– distanţa dintre un anumit punct de intrare sau un grup de puncte de intrare şi un punct de ieşire dat sau un grup de puncte de ieşire, menţionate în pct.338, subpunctul 4).

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. Astfel, pentru un punct de ieşire sau un grup de puncte de ieşire :

unde :

– capacitatea prognozată care urmează a fi contractată în anul de reglementare "n" într-un punct de intrare sau un grup de puncte de intrare.

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 în conformitate cu următoarele formule:

unde:

– ponderea unui anumit punct de intrare sau unui grup de puncte de intrare din venitul total reglementat în anul de reglementare "n";

– ponderea unui anumit punct de ieşire sau unui grup de puncte de ieşire din venitul total reglementat în anul de reglementare "n".

3) Se determină partea din venitul aferent serviciilor de transport care urmează să fie recuperată din tarifele pentru serviciul de transport bazate pe capacitate în toate punctele de intrare şi partea din venitul aferent serviciilor de transport care urmează să fie recuperată din tarifele pentru serviciul de transport bazate pe capacitate în toate punctele de ieşire prin aplicarea raportului intrare/ieşire din venitul total reglementat;

4) Se calculează partea din venitul aferent serviciilor de transport care urmează să fie obţinută prin aplicarea tarifele pentru serviciul de transport al gazelor naturale bazate pe capacitate, în fiecare punct de intrare sau în fiecare grup de puncte de intrare şi pentru fiecare punct de ieşire sau grup de puncte de ieşire, conform formulelor:

unde:

– partea din venitul aferent serviciilor de transport al gazelor naturale care urmează să fie obţinută, în anul de reglementare "n", prin aplicarea tarifelor pentru serviciul de transport al gazelor naturale bazate pe capacitate într-un punct de intrare sau într-un grup de puncte de intrare;

– partea din venitul aferent serviciilor de transport care urmează să fie obţinută, în anul de reglementare "n", din aplicarea tarifelor pentru serviciul de transport al gazelor naturale bazate pe capacitate într-un punct de ieşire sau într-un grup de puncte de ieşire.

5) Se determină preţurile de referinţă prin împărţirea valorilor rezultate menţionate la subpunctul 4) la capacitatea prognozată care urmează a fi contractată în fiecare punct de intrare sau în fiecare grup de puncte de intrare şi în fiecare punct de ieşire sau în fiecare grup de puncte de ieşire, în conformitate cu formulele corespunzătoare de mai jos:

unde:

– preţul de referinţă într-un punct de intrare sau în fiecare punct de intrare dintr-un grup de puncte de intrare;

– preţul de referinţă într-un punct de ieşire sau în fiecare punct de ieşire dintr-un grup de puncte de ieşire.

Secţiunea 4

Ajustarea tarifelor în punctele de intrare spre depozitele de stocare

şi în punctele de ieşire dinspre acestea şi în punctele de intrare spre

instalaţiile GNL şi infrastructurile care pun capăt izolării

341. Tarifelor pentru serviciul de transport bazate pe capacitate li se aplică, în punctele de intrare spre depozitele de stocare şi în punctele de ieşire dinspre acestea, o reducere de cel puţin 50%, cu excepţia cazului şi în măsura în care un depozit de stocare care este conectat la mai multe reţele de transport sau de distribuţie este utilizat pentru a concura cu un punct de interconectare.

342. La punctele de intrare spre instalaţiile GNL şi la punctele de intrare spre şi de ieşire către infrastructurile dezvoltate cu scopul de a pune capăt izolării Părţilor Contractante în ceea ce priveşte sistemele lor de transport de gaze naturale, se poate aplica o reducere a tarifelor respective pentru serviciul de transport bazate pe capacitate în scopul sporirii securităţii aprovizionării.

Secţiunea 5

Norme privind sistemele de intrare /ieşire dintr-o Parte

Contractantă în care sunt activi doi sau mai mulţi OST

343. În conformitate cu pct.335, toţi OST din cadrul unui sistem de intrare/ieşire dintr-o Parte Contractantă aplică aceeaşi metodă de calculare a preţurilor de referinţă.

344. Ca o excepţie de la pct.343 şi în conformitate cu pct.345, Agenţia are dreptul să decidă:

1) ca fiecare OST din cadrul unui sistem de intrare/ieşire să aplice separat aceeaşi metodă de calculare a preţurilor de referinţă;

2) ca o excepţie de la pct.335, în momentul planificării fuziunii sistemelor de intrare/ieşire, cu privire la etapele intermediare care permit aplicarea separată a diferitelor metode de calculare a preţurilor de referinţă de către fiecare OST din cadrul sistemelor de intrare/ieşire. Această decizie stabileşte perioada de aplicare a etapelor intermediare. Înainte de implementarea acestor etape intermediare, Agenţia sau OST, desemnat de Agenţie, efectuează o evaluare a impactului şi o analiză cost-beneficiu.

345. Ca urmare a aplicării separate a metodelor diferite de calculare a preţurilor de referinţă, venitul aferent serviciilor de transport ale OST implicaţi se ajustează în consecinţă.

346. Pentru a permite aplicarea corespunzătoare, în comun, a aceleiaşi metode de calculare a preţurilor de referinţă, poate fiinstituit un mecanism eficace de compensare între OST.

347. Decizia menţionată la pct.344, subpunctul 1) sau, respectiv, la pct.344, subpunctul 2) poate fi luată în cazul în care sunt îndeplinite următoarele condiţii:

1) se instituie un mecanism eficace de compensare între OST, care are drept scop:

a) să prevină efectele negative asupra venitului aferent serviciilor de transport ale OST implicaţi;

b) să evite subvenţionarea încrucişată între utilizarea reţelei în interiorul sistemului şi utilizarea reţelei între sisteme;

2) prin această aplicare separată se asigură faptul că costurile corespund celor aplicate de un OST eficient.

348. Perioada maximă stabilită în decizia menţionată la pct.344, subpunctul 1) sau, respectiv, la pct.344, subpunctul 2) trebuie să fie de cel mult 5 ani. Cu suficient timp înainte de data stabilită în Hotărârea respectivă, Agenţia poate decide să amâne această dată.

349. În paralel cu consultarea finală prevăzută în pct.394-399 (Secţiunea 1, Capitolul 7 din prezentul Titlu), Agenţia efectuează o consultare cu privire la principiile unui mecanism eficace de compensare între OST, precum cel menţionat la pct.346, şi la consecinţele acestuia asupra nivelurilor de tarife. Mecanismul de compensare între OST se aplică de către Agenţie şi se publică împreună cu rezultatele consultării.

350. Preţul de rezervă menţionat la pct.388, subpunctul 1) se calculează în conformitate cu dispoziţiile Secţiunii respective. În cazul în care se aplică pct.344, se efectuează următoarele 2 calcule:

1) fiecare OST implicat efectuează calculul prevăzut la pct.388;

2) media ponderată a valorilor rezultate menţionate la subpunctul 1) se calculează în conformitate cu formula prevăzută la pct.388, subpunctul 2), mutatis mutandis.

351. Consultarea finală menţionată la pct.394-399 (Secţiunea 1, Capitolul 7 din prezentul Titlu) se efectuează de către toţi OST, în comun, sau de către Agenţie. În cazul în care se aplică pct.343, această consultare trebuie efectuată de către fiecare OST, în mod separat, sau de către Agenţie, în conformitate cu Hotărârea ANRE.

352. Informaţiile menţionate la pct.407-411 (Secţiunea 1, Secţiunea 2, Capitolul VIII din prezentul Titlu) se publică la un nivel agregat pentru toţi OST implicaţi. În cazul în care se aplică pct.344 se iau următoarele 2 măsuri:

1) informaţiile respective sunt publicate în mod individual pentru fiecare OST implicat;

2) informaţiile cu privire la raportul intrare/ieşire menţionat la pct.409, subpunctul 5), lit.b) pentru sistemul de intrare/ieşire sunt publicate de către Agenţie.

353. În cazul în care într-un sistem de intrare/ieşire care include 2 sau mai multe Părţi contractante sau includ Părţi contractante şi state membre în care sunt activi 2 sau mai mulţi OST, poate fi aplicată, în comun sau în mod separat, aceeaşi metode de calculare a preţurilor de referinţă sau pot fi aplicate separat diferite metode de calculare a preţurilor de referinţă.

CAPITOLUL III

PREŢURILE DE REZERVĂ

Secţiunea 1

Dispoziţii generale

354. În cazul PCS anuală pentru capacitate fermă, preţurile de referinţă se utilizează ca preţuri de rezervă. În cazul PCS non-anuală pentru capacitate fermă, preţurile de rezervă se calculează în conformitate cu prezentul Capitol. În cazul PCS, atât anuală, cât şi non-anuală pentru capacitate întreruptibilă, preţurile de rezervă se calculează în conformitate cu prezentul Capitol. Nivelul coeficienţilor de multiplicare şi al coeficienţilor sezonieri, stabilit în conformitate cu pct.357-358, precum şi nivelul reducerilor pentru PCS pentru capacitate întreruptibilă, stabilit în conformitate cu pct.366-370, pot fi diferite în punctele de interconectare.

355. În cazul în care perioada tarifară nu coincide cu anul gazier, pot fi aplicate preţuri de rezervă separate, respectiv:

1) pentru perioada cuprinsă între data de 1 octombrie şi sfârşitul perioadei tarifare în curs; şi

2) pentru perioada cuprinsă între începutul perioadei tarifare care urmează după perioada tarifară în curs şi data de 30 septembrie.

356. Preţurile de rezervă publicate în conformitate cu pct.408-411, sunt obligatorii pentru anul gazier următor sau pentru perioada ulterioară anului gazier următor, în cazul preţului de plătit fix, şi preţului de după licitaţia anuală a capacităţii anuale, cu excepţia cazului în care:

1) reducerile pentru PCS anuală sau lunară pentru capacitate întreruptibilă sunt recalculate în cursul perioadei tarifare, dacă probabilitatea de întrerupere menţionată la pct.366-370 se modifică cu peste 20%;

2) preţul de referinţă este recalculat în cursul perioadei tarifare din cauza unor circumstanţe excepţionale în care neajustarea tarifelor ar periclita activitatea OST.

Secţiunea 2

Nivelul coeficienţilor de multiplicare şi al coeficienţilor sezonieri

357. Nivelul coeficienţilor de multiplicare trebuie să se înscrie în următoarele intervale:

1) pentru PCS trimestrială şi pentru PCS lunară, nivelul coeficientului de multiplicare trebuie să fie mai mare sau egal cu 1, dar maximum 1,5;

2) pentru PCS zilnică şi pentru PCS intra-zilnică, nivelul coeficientului de multiplicare trebuie să fie mai mare sau egal cu 1, dar maximum 3. În anumite cazuri justificate corespunzător, nivelul coeficienţilor de multiplicare respectivi poate fi mai mic de 1, dar mai mare de 0, sau mai mare de 3.

358. În cazul în care se aplică coeficienţi sezonieri, media aritmetică pentru întregul an gazier, a produselor dintre coeficientul de multiplicare aplicabil pentru respectivul PCS şi coeficienţii sezonieri relevanţi trebuie să se înscrie în acelaşi interval ca cel stabilit la pct.357 pentru nivelul multiplicatorilor corespunzători.

Secţiunea 3

Calcularea preţurilor de rezervă pentru PCS non-anuală

pentru capacitate fermă în absenţa coeficienţilor sezonieri

359. Preţurile de rezervă pentru PCS non-anuală pentru capacitate fermă se calculează după cum urmează:

1) pentru PCS trimestrială, pentru PCS lunară şi pentru PCS zilnică, în conformitate cu formula de mai jos:

unde:

– preţul de rezervă pentru PCS respectiv în anul de reglementare "n";

− nivelul coeficientului de multiplicare corespunzător PCS;

CM – preţul de referinţă;

– durata PCS respectiv exprimată în zile gaziere.

Formula se ajustează pentru anii bisecţi, numărul 365 fiind înlocuit cu numărul 366.

2) pentru PCS intra-zilnică, în conformitate cu următoarea formulă:

unde:

Dh_n – durata PCS pe parcursul zilei, exprimat în ore.

Formula se ajustează pentru anii bisecţi, numărul 8760 fiind înlocuit cu numărul 8784.

Secţiunea 4

Calcularea preţurilor de rezervă pentru PCS non-anuală

pentru capacitate fermă cu ajutorul coeficienţilor sezonieri

360. Dacă se aplică coeficienţi sezonieri, preţurile de rezervă pentru PCS non-anuală pentru capacitate fermă se calculează în conformitate cu formulele stabilite la pct.359, după care se înmulţesc cu coeficientul sezonier corespunzător, calculat în conformitate cu pct.361-365.

361. Metoda de calcul stabilită la pct.362 se bazează pe fluxurile prognozate. În cazul în care volumul de gaze naturale pentru cel puţin o lună este egal cu 0, atunci, metoda se bazează pe capacitatea contractată prognozată.

362. Pentru PCS lunară pentru capacitate fermă, coeficienţii sezonieri se calculează respectând următoarele etape consecutive:

1) pentru fiecare lună dintr-un anumit an gazier, utilizarea sistemului de transport se calculează pe baza fluxurilor prognozate sau a capacităţii contractate prognozate, în baza:

a) datelor privind punctul de interconectare individual, în cazul în care coeficienţii sezonieri sunt calculaţi pentru fiecare punct de interconectare;

b) datelor medii privind fluxurile prognozate sau capacitatea contractată prognozată, în cazul în care coeficienţii sezonieri sunt calculaţi pentru unele puncte de interconectare sau pentru toate.

2) valorile ce rezultă menţionate la subpunctul 1) se adună;

3) rata de utilizare se calculează prin împărţirea fiecăreia dintre valorile rezultate menţionate la subpunctul 1) la valorile rezultate menţionate la subpunctul 2);

4) fiecare dintre valorile rezultate menţionate subpunctul 3) se înmulţeşte cu 12. În cazul în care valorile rezultate sunt egale cu 0, ele trebuie ajustate la cea mai mică dintre următoarele valori: 0,1 sau cea mai mică dintre valorile rezultate diferită de 0;

5) nivelul iniţial al coeficienţilor sezonieri respectivi se calculează prin ridicarea fiecăreia dintre valorile rezultate menţionate la subpunctul 4) la aceeaşi putere, cuprinsă între 0 şi 2;

6) se calculează media aritmetică a produselor dintre valorilor rezultate menţionate la subpunctul 5) şi coeficientul de multiplicare pentru PCS lunară;

7) valoarea rezultată menţionată la subpunctul 6) se compară cu intervalul menţionat la pct.357, după cum urmează:

a) dacă valoarea respectivă se înscrie în acest interval, că nivelul coeficienţilor sezonieri este egal cu valorile rezultate corespunzătoare menţionate la subpunctul 5);

b) dacă valoarea respectivă nu se înscrie în acest interval, se aplică subpunctul 8);

8) nivelul coeficienţilor sezonieri se calculează ca fiind produsul dintre valorile corespunzătoare ce rezultă, menţionate la subpunctul 5) şi coeficientul de corecţie calculat după cum urmează:

a) dacă valoarea care rezultă din subpunctul 6) este mai mare de 1,5, coeficientul de corecţie se calculează prin împărţirea lui 1,5 la valoarea respectivă;

b) dacă valoarea care rezultată din subpunctul 6) este mai mică de 1, coeficientul de corecţie se calculează prin împărţirea lui 1 la valoarea respectivă.

363. Pentru PCS zilnică pentru capacitate fermă şi pentru PCS intra-zilnică pentru capacitate fermă, coeficienţii sezonieri se calculează respectând etapele stabilite la pct.362, subpunctul 6)-8), mutatis mutandis.

364. Pentru PCS trimestrială pentru capacitate fermă, coeficienţii sezonieri se calculează respectând următoarele etape consecutive:

1) nivelul iniţial al coeficienţilor sezonieri respectivi se calculează într-unul dintre următoarele moduri:

a) ca medie aritmetică a coeficienţilor sezonieri corespunzători, aplicabili pentru cele 3 luni relevante;

b) ca valoare cuprinsă între nivelul cel mai redus şi nivelul cel mai ridicat al respectivilor coeficienţi sezonieri aplicabili celor 3 luni relevante;

2) etapele stabilite la pct.362, subpunctul 6)-8) se realizează, mutatis mutandis, utilizându-se valorile rezultate menţionate la subpunctul 1).

365. Pentru PCS non-anuală pentru capacitate fermă, valorile rezultate din calculele menţionate la pct.362-364 pot fi rotunjite în sus sau în jos.

Secţiunea 5

Calcularea preţurilor de rezervă pentru PCS pentru capacitate întreruptibilă

366. Preţurile de rezervă pentru PCS pentru capacitate întreruptibilă se calculează prin înmulţirea preţurilor de rezervă pentru PCS pentru capacitate fermă, calculate în conformitate cu pct.360-365, după caz, cu diferenţa dintre 100% şi nivelul reducere ex-ante calculat în conformitate cu pct.367 şi 368.

367. Reducere ex-ante se calculează în conformitate cu următoarea formulă:

Di_ex-ante = Pro × A × 100%              (14)

unde:

Di_ex-ante  este nivelul reducerii ex-ante;

Factorul Pro reprezintă probabilitatea de întrerupere care este stabilită sau aprobată de către Agenţie, în temeiul pct.403-406 şi care se referă la tipul de PCS pentru capacitate întreruptibilă;

A este coeficientul de ajustare stabilit sau aprobat de către Agenţie în temeiul pct.403-406, aplicat pentru a reflecta valoarea economică estimată a tipului de PCS pentru capacitate întreruptibilă, calculată pentru fiecare punct de interconectare, pentru unele puncte de interconectare sau pentru toate, şi care trebuie să fie de minimum 1.

368. Factorul Pro menţionat la pct.367 se calculează, pentru fiecare punct de interconectare, pentru unele puncte de interconectare sau pentru toate aceste puncte, per tip de PCS pentru capacitate întreruptibilă oferit în conformitate cu următoarea formulă, pe baza informaţiilor estimate legate de componentele acestei formule:

            (15)

unde:

N este estimarea numărului de întreruperi pe durata D;

Dint este durata medie a întreruperilor prognozate, exprimată în ore;

D este durata totală a respectivului tip de PCS pentru capacitate întreruptibilă, exprimată în ore;

CAP_av.int este volumul mediu estimat de capacitate întreruptibilă pentru fiecare întrerupere, în cazul în care acest volum este legat de respectivul tip de PCS pentru capacitate întreruptibilă;

CAP este volumul total de capacitate întreruptibilă pentru respectivul tip de PCS pentru capacitate întreruptibilă.

369. Ca alternativă la aplicarea reducerilor ex-ante în conformitate cu pct.366, Agenţia poate decide să aplice o reducere ex-post, prin care utilizatorii de sistem să fie compensaţi ca urmare a întreruperilor reale suportate. Această reducere ex-post poate fi utilizată numai în punctele de interconectare în care, în cursul anului gazier anterior, nu a avut loc nici o întrerupere a capacităţii din cauza congestiei fizice.

370. Compensarea ex-post plătită pentru fiecare zi în care a avut loc o întrerupere trebuie să fie egală cu trei preţuri de rezervă pentru PCS zilnică pentru capacitate fermă.

CAPITOLUL IV

RECONCILIEREA VENITURILOR

Secţiunea 1

Dispoziţii generale

371. În cazul şi în măsura în care OST funcţionează în cadrul unui regim tarifar fără plafonarea preţului, se aplică următoarele principii:

1) recuperarea parţială sau recuperarea în exces a venitului aferent serviciilor de transport trebuie redusă la minimum, ţinând cont în mod corespunzător de investiţiile necesare;

2) nivelul tarifelor de transport trebuie să garanteze că venitul aferent serviciilor de transport este recuperat la timp de OST;

3) în măsura posibilului, trebuie evitate diferenţele semnificative între nivelul tarifelor de transport aplicabile pentru 2 perioade tarifare consecutive.

372. În cazul şi în măsura în care OST funcţionează în cadrul unui regim tarifar cu plafonarea preţului sau aplică abordarea bazată pe preţul de plătit fix prevăzută la pct.391, subpunctul 2), nu are loc nicio reconciliere a veniturilor şi toate riscurile legate de recuperarea parţială sau de recuperarea în exces sunt acoperite exclusiv din prima de risc. În aceste cazuri, pct.374-380 şi 381-383 nu se aplică.

373. Veniturile aferente altor servicii decât cele de transport al gazelor naturale pot fi reconciliate în conformitate cu dispoziţiile prezentului Capitol, mutatis mutandis, cu respectarea cerinţelor privind consultările periodice în temeiul pct.394-399 (Secţiunea 1, Capitolul 7 din prezentul Titlu) şi a aprobării de către Agenţie.

[Pct.373 modificat prin Hot. ANRE nr.442/2020 din 24.11.2020, în vigoare 12.12.2020]

Secţiunea 2

Recuperarea parţială şi recuperarea în exces

374. Recuperarea parţială şi recuperarea în exces a venitului aferent serviciilor de transport sunt egale cu:

R_A – R

unde:

R_A – venitul efectiv obţinut în legătură cu prestarea serviciilor de transport;

R – venitul aferent serviciilor de transport.

Valorile R_A şi R se atribuie aceleiaşi perioade tarifare şi, în cazul în care este instituit un mecanism eficace de compensare între OST, precum cel menţionat la pct.347 şi 348, ele iau în consideraţie acest mecanism.

375. Dacă diferenţa calculată în conformitate cu pct.374 este pozitivă, ea indică o recuperare în exces a venitului aferent serviciilor de transport. Dacă diferenţa calculată este negativă, ea indică o recuperare parţială a venitului aferent serviciilor de transport.

Secţiunea 3

Contul de regularizare

[Denumirea secţiunii 3 modificată prin Hot. ANRE nr.442/2020 din 24.11.2020, în vigoare 12.12.2020]

376. Contul de regularizare indică informaţiile menţionate la pct.374 pentru o anumită perioadă tarifară şi poate include alte informaţii, cum ar fi diferenţa dintre elementele de cost anticipate şi cele reale.

[Pct.376 modificat prin Hot. ANRE nr.442/2020 din 24.11.2020, în vigoare 12.12.2020]

377. Recuperarea parţială sau recuperarea în exces de către OST a venitului aferent serviciilor de transport se atribuie contului de regularizare, cu excepţia cazului în care au fost adoptate alte norme de către Agenţie.

[Pct.377 modificat prin Hot. ANRE nr.442/2020 din 24.11.2020, în vigoare 12.12.2020]

378. În cazul în care sunt implementate mecanisme de stimulare pentru vânzările de capacitate, în baza unei Hotărâri aprobate de către Agenţie, numai o parte a recuperării parţiale sau în exces efectuate de OST se atribuie contului de regularizare. În acest caz, suma restantă a recuperării respective trebuie păstrată sau plătită, după caz, de OST.

[Pct.379 modificat prin Hot. ANRE nr.442/2020 din 24.11.2020, în vigoare 12.12.2020]

379. Fiecare OST utilizează un singur cont de regularizare.

[Pct.379 modificat prin Hot. ANRE nr.442/2020 din 24.11.2020, în vigoare 12.12.2020]

380. Prima de licitaţie câştigată, după caz, poate fi atribuită unui cont special separat de contul de regularizare menţionat la pct.379 în conformitate cu decizia Agenţiei. Agenţia poate decide să utilizeze această primă de licitaţie pentru reducerea congestiei fizice sau, dacă OST activează numai în cadrul unui regim tarifar fără plafonarea preţului, să reducă tarifele pentru serviciul de transport pentru următoarea perioadă (perioade) tarifară, în conformitate cu pct.381-383.

Secţiunea 4

Reconcilierea contului de regularizare

[Denumirea secţiunii 4 modificată prin Hot. ANRE nr.442/2020 din 24.11.2020, în vigoare 12.12.2020]

381. Reconcilierea totală sau parţială a contului de regularizare se realizează în conformitate cu metoda de calculare a preţurilor de referinţă aplicată şi, în plus, utilizând taxa menţionată la pct.324, subpunctul 2), dacă această taxă este aplicată.

[Pct.381 modificat prin Hot. ANRE nr.442/2020 din 24.11.2020, în vigoare 12.12.2020]

382. Reconcilierea contului de regularizare se realizează în temeiul normelor adoptate de către Agenţie în cursul unei perioade de reconciliere date, mai precis în cursul perioadei în care trebuie reconciliat contul de regularizare menţionat la pct.376-380.

[Pct.382 modificat prin Hot. ANRE nr.442/2020 din 24.11.2020, în vigoare 12.12.2020]

383. Scopul reconcilierii contului de regularizare este de a rambursa OST suma recuperată parţial şi de a le returna utilizatorilor de sistem suma recuperată în exces.

[Pct.383 modificat prin Hot. ANRE nr.442/2020 din 24.11.2020, în vigoare 12.12.2020]

CAPITOLUL V

CALCULAREA PREŢURILOR PENTRU CAPACITATEA AGREGATĂ ŞI PENTRU

CAPACITATEA ÎN PUNCTELE DE INTERCONECTARE VIRTUALE

Secţiunea 1

Calcularea preţurilor pentru capacitatea agregată

384. Preţul de rezervă pentru un produs de capacitate agregată este egal cu suma preţurilor de rezervă pentru capacităţile care contribuie la produsul respectiv. Preţurile de rezervă pentru capacităţile de intrare şi de ieşire corespunzătoare se pun la dispoziţie atunci când este oferit produsul de capacitate agregată şi se alocă cu ajutorul unei platforme de rezervare comune, menţionate la pct.312-317.

385. Venitul rezultat din vânzarea produselor de capacitate agregată corespunzător preţului de rezervă pentru aceste produse se atribuie OST respectivi, după cum urmează:

1) după fiecare tranzacţie pentru un produs de capacitate agregată;

2) proporţional cu preţurile de rezervă pentru capacităţile care contribuie la produsul respectiv.

386. Prima de licitaţie rezultată din vânzarea produselor de capacitate agregată se atribuie în conformitate cu acordul dintre respectivii OST, care trebuie aprobat de către Agenţie sau reprezentanţii autorităţilor naţionale de reglementare cu cel mult 3 luni înainte de începutul licitaţiilor anuale ale capacităţii anuale. În absenţa acestei aprobări de către autorităţile naţionale de reglementare implicate, prima de licitaţie se atribuie în mod egal respectivilor OST.

387. Dacă punctul de interconectare conectează sisteme de intrare/ieşire adiacente din 2 Părţi Contractante, autorităţile naţionale de reglementare competente transmit Comitetul de reglementare al CE, cu titlu informativ, acordul menţionat la pct.386.

Secţiunea 2

Calcularea preţurilor pentru capacitatea într-un punct de interconectare virtual

388. Preţul de rezervă pentru un PCS neagregată oferit într-un punct de interconectare virtual se calculează în conformitate cu una din următoarele abordări:

1) preţul respectiv se calculează pe baza preţului de referinţă, în cazul în care metodologia de calculare a preţurilor de referinţă aplicată permite luarea în considerare a punctului de interconectare virtual stabilit;

2) preţul respectiv este egal cu media ponderată a preţurilor de rezervă, în cazul în care această medie se calculează pe baza preţurilor de referinţă pentru fiecare punct de interconectare care contribuie la respectivul punct de interconectare virtual, în cazul în care metodologia de calculare a preţurilor de referinţă aplicată nu permite luarea în considerare a punctului de interconectare virtual stabilit, în conformitate cu următoarea formulă:

unde:

P^st, PIV este preţul de rezervă pentru un anumit PCS neagregată într-un punct de interconectare virtual;

i este un punct de interconectare care contribuie la punctul de interconectare virtual;

n este numărul de puncte de interconectare care contribuie la punctul de interconectare virtual;

P_{st, i} este preţul de rezervă pentru un anumit PCS neagregată într-un punct de interconectare i;

CAP_i este capacitatea tehnică sau capacitatea contractată prognozată, după caz, într-un punct de interconectare i.

389. Preţul de rezervă pentru un PCS agregată oferit într-un punct de interconectare virtual se calculează în conformitate cu pct.384.

CAPITOLUL VI

PREŢUL DE ÎNCHIDERE ŞI PREŢUL DE PLĂTIT

Secţiunea 1

Calcularea preţului de închidere în punctele de interconectare

390. Preţul de închidere pentru un anumit PCS într-un punct de interconectare se calculează în conformitate cu următoarea formulă:

P_cl = P_R,au + AP       (17)

unde:

P_cl este preţul de închidere;

P_R,au este preţul de rezervă aplicabil pentru un PCS, care este publicat în momentul în care este licitat produsul respectiv;

AP este prima de licitaţie, dacă este cazul.

Secţiunea 2

Calcularea preţului de plătit în punctele de interconectare

391. Preţul de plătit pentru un anumit PCS într-un punct de interconectare se calculează în conformitate cu oricare dintre următoarele formule:

1) dacă se aplică abordarea privind preţul variabil:

P_flo = P_R,flo + AP       (18)

unde:

P_flo este preţul de plătit variabil;

P_R,flo este preţul de rezervă pentru un PCS, aplicabil în momentul în care produsul respectiv poate fi utilizat;

AP este prima de licitaţie, dacă este cazul.

2) dacă se aplică abordarea privind preţul de plătit fix:

P_fix = (P_R,y × IND) + RP + AP         (19)

unde:

P_fix este preţul de plătit fix;

P_R,y este preţul de rezervă aplicabil pentru un PCS anuală, care este publicat în momentul în care este licitat produsul respectiv;

IND este raportul dintre indicele ales la momentul utilizării şi acelaşi indice la momentul în care a fost licitat produsul;

RP este prima de risc ce reflectă beneficiile certitudinii cu privire la nivelul tarifului pentru prestarea serviciului de transport, în cazul în care această primă este mai mare sau egală cu 0;

AP este prima de licitaţie, dacă este cazul.

Secţiunea 3

Condiţii pentru determinarea tipului de preţ de plătit

392. În cazul şi în măsura în care OST funcţionează în cadrul unui regim tarifar fără plafonarea preţului, condiţiile pentru oferirea de abordări privind preţul de plătit sunt următoarele:

1) pentru cazurile în care este oferită doar capacitatea existentă:

a) este oferită abordarea privind preţul de plătit variabil;

b) nu este permisă abordarea privind preţul de plătit fix.

2) pentru capacitatea incrementală şi capacitatea existentă oferite în cadrul aceleiaşi licitaţii sau al aceluiaşi mecanism alternativ de alocare:

a) poate fi oferită abordarea privind preţul de plătit variabil;

b) abordarea privind preţul de plătit fix poate fi oferită dacă este îndeplinită una dintre următoarele condiţii:

(1) este utilizat un mecanism alternativ de alocare, prevăzut la pct.291-296;

(2) un proiect este inclus în lista proiectelor de interes pentru Comunitatea Energetică sau un Proiect de interes comun, astfel cum este prevăzut la articolul 3 din Regulamentul (UE) nr.2013/347, după cum a fost adoptat şi adaptat prin Decizia Consiliului Ministerial 2015/09 / MC-EnC.

393. În cazul şi în măsura în care OST funcţionează în cadrul unui regim tarifar cu plafonarea preţului, poate fi oferită fie abordarea privind preţul de plătit variabil sau abordarea privind preţul de plătit fix, sau ambele.

CAPITOLUL VII

CERINŢE PRIVIND CONSULTAREA

Secţiunea 1

Consultarea periodică

394. Agenţia sau OST în cazul în care este desemnat de Agenţie, efectuează una sau mai multe consultări. În măsura posibilităţilor şi pentru a spori eficacitatea procesului de consultare, documentul de consultare se publică în limba română şi, după caz, în limba engleză. Consultarea finală înainte de Hotărârea menţionată la pct.402 respectă cerinţele stabilite în Secţiunea 1 şi Secţiunea 2 din prezentul Capitol şi include următoarele informaţii:

1) descrierea metodei propuse de calculare a preţurilor de referinţă, precum şi a următoarelor elemente:

a) informaţiile prevăzute la pct.409, subpunctul 1), inclusiv:

(1) justificarea parametrilor utilizaţi ce ţin de caracteristicile tehnice ale sistemului;

(2) informaţii privind valorile acestor parametri şi ipotezele aplicate;

b) valoarea ajustărilor propuse pentru tarifele pentru serviciul de transport al gazelor naturale bazate pe capacitate, în temeiul pct.341-342;

c) preţurile de referinţă orientative care fac obiectul consultării;

d) componentele, rezultatele pentru evaluarea alocării costurilor prevăzute la pct.327-332;

e) evaluarea metodei propuse de calculare a preţurilor de referinţă în conformitate cu pct.338;

f) dacă metoda de calculare a preţurilor de referinţă propusă este alta decât metoda de calculare a preţurilor în funcţie de distanţa ponderată cu capacitatea, prezentată la pct.338-340, comparaţia între cele 2 metode, şi cu informaţiile prevăzute la lit.c);

2) informaţiile prevăzute la pct.409 subpunctele 1), 4), 5);

3) informaţii cu privire la tarifele pentru serviciul de transport al gazelor naturale şi la alte tarife decât cele pentru prestarea serviciului de transport al gazelor naturale:

a) dacă sunt propuse tarifele volumetrice pentru serviciul de transport, conform pct.325:

(1) modul în care sunt calculate tarifele;

(2) proporţia din venitul reglementat sau din venitul-ţintă care se preconizează a fi fi recuperată din aceste tarife;

(3) tarifele pentru serviciul de transport volumetrice estimative;

b) dacă utilizatorilor de sistem le sunt propuse alte servicii decât cele de transport al gazelor naturale:

(1) metoda de stabilire a tarifelor pentru alte servicii decât cele de transport al gazelor naturale;

(2) proporţia din venitul reglementat sau din venitul-ţintă care se preconizează că va fi recuperată din aceste tarife;

(3) modul în care venitul conex aferent altor servicii decât cele de transport al gazelor naturale este reconciliat în conformitate cu pct.373;

(4) tarifele estimative, pentru alte servicii decât cele de transport al gazelor naturale prestate de OST utilizatorilor de sistem;

4) informaţiile prevăzute la pct.410;

5) dacă abordarea privind preţul fix menţionată la pct.391, subpunctul 2) este considerată a fi oferită în cadrul unui regim tarifar cu plafonarea preţului pentru capacitatea existentă:

a) indicele propus;

b) calculul propus şi modul de utilizare a venitului rezultat din prima de risc;

c) punctul (punctele) de interconectare şi perioada (perioadele) tarifară (tarifare) pentru care se propune această abordare;

d) procesul de oferire a capacităţii într-un punct de interconectare în cazul în care se oferă ambele abordări menţionate la pct.392, şi anume cea privind preţul variabil şi cea privind preţul fix.

[Pct.394 modificat prin Hot. ANRE nr.442/2020 din 24.11.2020, în vigoare 12.12.2020]

395. Consultarea finală înainte de Hotărârea menţionată la pct.402 are loc timp de cel puţin 2 luni. Documentele de consultare pentru oricare dintre consultările menţionate la pct.394 pot impune ca răspunsurile prezentate urmare a consultării să includă o versiune neconfidenţială care poate fi publicată.

396. În termen de o lună de la încheierea consultării, OST sau Agenţia, în funcţie de entitatea care publică documentul de consultare menţionat la pct.395, publică rezultatele consultării şi rezumatul acestora. În măsura posibilităţilor şi pentru a spori eficacitatea procesului de consultare, rezumatul trebuie realizat în limbile română şi engleză.

397. Consultările periodice ulterioare se desfăşoară în conformitate cu pct.441.

398. Pentru metodologia de calculare a preţului de referinţă, care conţine detalii privind aspectele indicate la pct.394, subpunctul 1), lit.a)-e), poate fi utilizat modelul elaborat de Agenţia pentru Cooperarea Autorităţilor Europene de Reglementare (în continuare – ACER).

399. Procesul de consultare menţionat în prezentul Capitol va fi efectuat în paralel cu procedura de consultare publică prevăzută de Legea nr.100/2017 privind actele normative.

Secţiunea 2

Procesul decizional periodic al autorităţii naţionale de reglementare

400. În momentul lansării consultării finale în temeiul Secţiunii I din prezentul Capitol, înainte de Hotărârea menţionată la pct.402, Agenţia sau OST desemnat de Agenţie, transmite documentele de consultare Comitetului de reglementare al CE, care va analiza următoarele aspecte:

1) dacă au fost publicate toate informaţiile menţionate la pct.394;

2) dacă elementele supuse consultării în conformitate cu pct.394-399 (Secţiunea I din prezentul Capitol) respectă următoarele cerinţe:

a) dacă metoda de calculare a preţurilor de referinţă respectă cerinţele prevăzute la pct.337;

b) dacă sunt îndeplinite criteriile privind calcularea tarifelor pentru serviciul de transport volumetrice, conform pct.324;

c) dacă sunt îndeplinite criteriile privind stabilirea altor tarife decât celor pentru prestarea serviciului de transport al gazelor naturale, conform pct.325-326.

[Pct.400 modificat prin Hot. ANRE nr.442/2020 din 24.11.2020, în vigoare 12.12.2020]

401. În termen de 2 luni de la încheierea consultării menţionate la pct.402, Agenţia sau OST, în funcţie de entitatea care a publicat documentul de consultare precum şi Secretariatul Comunităţii Energetice, recepţionează de la Comitetul de reglementare al CE, în limba engleză, concluzia analizei realizate cu respectarea confidenţialitatea informaţiilor sensibile din punct de vedere comercial.

402. În termen de 5 luni de la încheierea consultării finale, Agenţia, acţionând în conformitate cu articolul 7, alin.(2) lit.a) al Legii nr.108/2016, adoptă şi publică Hotărârea privind aprobarea Metodologiei de calculare, aprobare şi aplicare a tarifelor pentru serviciul de transport al gazelor naturale cu motivarea tuturor elementelor prevăzute la pct.394. În ziua publicării, Agenţia transmite Hotărârea sa Comitetului de reglementare al CE şi Secretariatului Comunităţii Energetice.

Secţiunea 3

Consultările privind reducerile, coeficienţii de multiplicare şi coeficienţii sezonieri

403. În paralel cu consultarea finală desfăşurată în conformitate cu pct.394, Agenţia consultă autorităţile naţionale de reglementare din toate statele membre ale UE, Părţile Contractante ale Comunităţii Energetice conectate în mod direct şi cu părţile interesate, cu privire la următoarele aspecte:

1) nivelul coeficienţilor de multiplicare;

2) nivelul coeficienţilor sezonieri şi calculele prevăzute la pct.360-365, după caz;

3) nivelurile reducerilor stabilite la pct.342 şi 366-370.

404. După încheierea consultării, Agenţia adoptă o Hotărâre motivată cu privire la toate aspectele menţionate la pct.403, subpunctele 1)-3). Agenţia trebuie să ia în considerare poziţiile autorităţilor naţionale de reglementare din statele membre ale UE conectate în mod direct şi Părţile Contractante ale Comunităţii energetice.

405. Consultările ulterioare se desfăşoară în fiecare perioadă tarifară începând cu data Hotărârii menţionate la pct.402. După fiecare consultare şi în conformitate cu pct.415, subpunctul 1), Agenţia adoptă şi publică o Hotărâre motivată cu privire la aspectele menţionate la pct.402, subpunctele 1)-3).

406. Atunci când adoptă Hotărârea menţionată la pct.403-405, Agenţia ia în considerare recomandările primite în cadrul consultării, precum şi următoarele aspecte:

1) referitor la coeficienţii de multiplicare:

a) echilibrul dintre facilitarea comerţului cu gaze naturale pe termen scurt şi tendinţele pe termen lung, în vederea unor investiţii eficiente în sistemul de transport;

b) impactul asupra venitului aferent serviciilor de transport şi asupra recuperării acestuia;

c) necesitatea de a evita subvenţionarea încrucişată între utilizatorii de sistem şi de a spori capacitatea preţurilor de rezervă de a reflecta costurile;

d) situaţiile de congestie fizică şi contractuală;

e) impactul asupra fluxurilor transfrontaliere.

2) referitor la coeficienţii sezonieri:

a) impactul asupra facilitării utilizării eficiente şi economice a infrastructurii;

b) necesitatea de a spori capacitatea preţurilor de rezervă de a reflecta costurile.

CAPITOLUL VIII

CERINŢE PRIVIND PUBLICAREA

Secţiunea 1

Informaţii care trebuie publicate înainte de licitaţia anuală a capacităţii anuale

407. Pentru punctele de interconectare şi, în cazul în care Agenţia ia decizia de a aplica Titlul IV a prezentului Cod pentru alte puncte decât punctele de interconectare, următoarele informaţii trebuie publicate înainte de licitaţia anuală a capacităţii anuale, în conformitate cu cerinţele pct.412-418, de către Agenţie sau de către OST desemnat de Agenţie:

1) pentru PCS pentru capacitate fermă:

a) preţurile de rezervă aplicabile cel puţin până la sfârşitul anului gazier care începe după licitaţia anuală a capacităţii anuale;

b) coeficienţii de multiplicare şi coeficienţii sezonieri aplicaţi preţurilor de rezervă pentru PCS non-anuală;

c) argumentarea Agenţiei privind nivelul coeficienţilor de multiplicare;

d) dacă se aplică coeficienţi sezonieri, argumentarea aplicării acestora.

2) pentru PCS pentru capacitate întreruptibilă:

a) preţurile de rezervă aplicabile cel puţin până la sfârşitul anului gazier care începe după licitaţia anuală a capacităţii anuale;

b) o evaluare a probabilităţii de întrerupere, care să includă:

(1) lista tuturor tipurilor de PCS pentru capacitate întreruptibilă oferită, inclusiv probabilitatea de întrerupere corespunzătoare şi nivelul reducerii aplicate;

(2) explicaţia modului în care se calculează probabilitatea de întrerupere pentru fiecare tip de produs menţionat la alin.(1);

(3) datele istorice sau prognozate sau ambele tipuri de date, utilizate pentru estimarea probabilităţii de întrerupere menţionate la alin.(2).

Secţiunea 2

Informaţii care urmează a fi publicate înainte de perioada tarifară

408. Agenţia sau OST desemnat (desemnaţi) de Agenţie, publică înainte de perioada tarifară, în conformitate cu cerinţele Secţiunii 2-3 din prezentul Capitol, informaţii privind parametrii utilizaţi în Metodologiei de calculare, aprobare şi aplicare a tarifelor pentru serviciul de transport al gazelor naturale (metoda de calculare a preţurilor de referinţă aplicată), care sunt corelate de caracteristicile tehnice ale sistemului de transport, precum:

1) capacitatea tehnică în punctele de intrare şi de ieşire şi prevederi legate de aceasta;

2) capacitatea contractată estimată în punctele de intrare şi de ieşire şi altă informaţie relevantă referitor la aceasta;

3) cantitatea şi direcţia fluxului de gaze naturale pentru punctele de intrare şi de ieşire şi pentru ipotezele conexe, cum ar fi scenariile de cerere şi ofertă pentru fluxul de gaze naturale în perioada de vârf;

4) structura detaliată a reţelei de transport;

5) informaţii tehnice suplimentare cu privire la reţeaua de transport, cum ar fi lungimea şi diametrul reţelelor şi puterea staţiilor de comprimare a gazelor naturale.

409. Suplimentar informaţiei indicate la pct.408, Agenţia sau OST desemnat (desemnaţi) de Agenţie publică următoarele informaţii:

1) venitul reglementat şi venitul-ţintă, sau ambele tipuri de venit ale OST;

2) informaţii referitoare la modificările, de la un an la altul, ale venitului menţionat la subpunctul 1);

3) următorii parametri:

a) tipurile de active incluse în baza reglementată a activelor şi valoarea lor agregată;

b) costul de capital şi metodologia de calculare a acestuia;

c) cheltuielile de capital, inclusiv:

(1) metodologiile de determinare a valorii iniţiale a activelor;

(2) metodologiile de reevaluare a activelor;

(3) explicaţii privind evoluţia valorii activelor;

(4) perioadele de depreciere şi sumele per tip de activ.

d) cheltuielile operaţionale;

e) mecanismele de stimulare şi obiectivele în materie de eficienţă;

f) indicii de inflaţie.

4) venitul aferent serviciilor de transport;

5) următoarele raporturi pentru venitul menţionat la subpunctul 4):

a) raportul capacitate/produse, adică defalcarea între venitul generat de tarifele pentru serviciul de transport bazate pe capacitate şi venitul generat de tarifele volumetrice;

b) raportul intrare/ieşire, adică 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;

c) 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, calculate în conformitate cu pct.327-332.

6) în cazul şi în măsura în care OST funcţionează în cadrul unui regim tarifar fără plafonarea preţului, următoarele informaţii referitoare la reconcilierea contului de regularizare:

a) venitul real obţinut, sumele recuperate parţial sau în exces din venitul reglementat şi partea din aceste sume atribuită contului de reglementare şi, dacă este cazul, subconturilor din cadrul respectivului cont de reglementare;

b) perioada de reconciliere şi mecanismele de stimulare implementate.

7) utilizarea preconizată a primei de licitaţie.

8) următoarele informaţii privind tarifele pentru serviciul de transport şi alte tarife decât cele de transport al gazelor naturale, însoţite de informaţii relevante legate de determinarea acestora:

a) în cazul în care sunt aplicate, tarifele pentru serviciul de transport volumetrice menţionate la pct.324;

b) în cazul în care sunt aplicate, alte tarife decât cele de transport aferente altor servicii decât celor de transport al gazelor naturale prevăzute la pct.325 şi 326;

c) preţurile de referinţă şi alte preţuri aplicabile în alte puncte, decât cele menţionate la pct.407.

[Pct.409 modificat prin Hot. ANRE nr.442/2020 din 24.11.2020, în vigoare 12.12.2020]

410. Suplimentar, trebuie publicate următoarele informaţii cu privire la tarifele pentru serviciul de transport al gazelor naturale:

1) explicaţii privind:

a) diferenţa dintre nivelul tarifelor pentru serviciul de transport pentru acelaşi tip de serviciu de transport, aplicabil în perioada tarifară în curs şi în perioada tarifară pentru care se publică informaţiile;

b) diferenţa estimată dintre nivelul tarifelor pentru serviciul de transport pentru acelaşi tip de servicii de transport, aplicabil în perioada tarifară pentru care se publică informaţiile şi în fiecare perioadă tarifară din cadrul perioadei de reglementare rămase;

2) cel puţin un model simplificat de tarif, actualizat periodic, însoţit de explicaţia modului de utilizare a acestuia, care să permită utilizatorilor de sistem să calculeze tarifele pentru serviciul de transport aplicabile în perioada tarifară în curs şi să estimeze posibila evoluţie a acestora după încheierea acestei perioade tarifare.

411. Pentru punctele excluse de la definiţia punctelor relevante menţionate în Regulamentul privind accesul la reţelele de transport al gazelor naturale şi gestionarea congestiilor aprobat ptin Hotărârea ANRE nr.421/2017, informaţiile privind volumul capacităţii contractate estimate şi volumul estimat al fluxului de gaze naturale se publică în conformitate cu pct.15 al acestui Cod.

Secţiunea 3

Forma de publicare

412. Pentru Părţile Contractante ale căror OST sunt membri sau observatori ai ENTSO-G, informaţiile prevăzute la pct.407-411 se publică de către OST în conformitate cu cerinţele pct.417-418, prin intermediul unui link, inserat pe platforma stabilită de către ENTSO-G, către pagina sa electronică.

Aceste informaţii trebuie să fie accesibile publicului în mod gratuit şi fără nicio limitare la utilizarea lor. Informaţiile se publică:

1) într-un format uşor de utilizat;

2) într-un mod clar, uşor accesibil şi pe bază nediscriminatorie;

3) într-un format care poate fi descărcat;

4) în limba română şi, în măsura în care este posibil, în limba engleză.

413. Pentru părţile contractante ale căror OST sunt membri sau observatori ai ENTSO-G următoarele informaţii cu privire la punctele de interconectare trebuie publicate pe platforma stabilită de către ENTSO-G:

1) simultan cu momentul stabilit la pct.407, preţurile de rezervă pentru PCS pentru capacitate fermă şi pentru PCS pentru capacitate întreruptibilă;

2) simultan cu momentul stabilit la pct.408-411, taxa bazată pe flux menţionată la pct.324, subpunctul 1), în cazul în care această taxă este aplicată.

Pentru alte Părţi Contractante, această informaţie trebuie publicată pe pagina electronică a OST.

414. Informaţiile menţionate la pct.413 se publică în modul următor:

1) în conformitate cu pct.412, subpunctele 1)-3);

2) în limba română şi în limba engleză;

3) într-un tabel standardizat care trebuie să includă cel puţin următoarele informaţii:

a) punctul de interconectare;

b) direcţia fluxului de gaze naturale;

c) denumirea OST;

d) ora de începere şi de încheiere a produsului;

e) tipul de capacitate (fermă sau întreruptibilă);

f) indicele PCS;

g) tariful aplicabil per kWh/h şi per kWh/zi, în MDL şi în EURO luând în considerare următoarele elemente:

(1) în cazul în care unitatea de capacitate aplicată este kWh/h, informaţiile privind tariful aplicabil per kWh/zi nu sunt obligatorii, şi viceversa;

(2) în cazul în care moneda locală este alta decât EURO, informaţiile privind tariful aplicabil în EURO nu sunt obligatorii.

415. În plus, tot în perioada stabilită la pct.408-411, respectivul tabel standardizat trebuie să includă simularea tuturor taxelor percepute pentru trecerea unui flux de 1 GWh/zi/an pentru fiecare punct de interconectare, în MDL sau în EURO după caz, sub rezerva pct.416, subpunctul 3), lit.g), alin.2).

416. În cazul în care informaţiile stabilite la pct.414 sunt diferite de informaţiile corespunzătoare menţionate la pct.413, prevalează informaţiile corespunzătoare menţionate la pct.413.

Secţiunea 4

Termenele de publicare a informaţiilor

417. Termenul pentru publicarea informaţiilor prevăzute la pct.408-411 este următorul:

1) pentru informaţiile prevăzute la pct.408, cel târziu cu 30 de zile înainte de licitaţia anuală a capacităţii anuale;

2) pentru informaţiile prevăzute la pct.408-411, cel târziu cu 30 de zile înainte de respectiva perioadă tarifară;

3) pentru tarifele pentru serviciul de transport al gazelor naturale actualizate în cadrul perioadei tarifare – imediat după aprobarea de către Agenţie, în conformitate cu pct.356.

418. Fiecare actualizare a tarifelor pentru serviciul de transport al gazelor naturale trebuie să fie însoţită de informaţii care să indice motivele pentru care nivelul tarifului a fost modificat. În cazul în care se aplică pct.355, subpunctul 2), fiecare actualizare a tarifelor pentru serviciul de transport trebuie să fie însoţită şi de raportul actualizat menţionat la pct.407, subpunctul 2) pentru tipurile respective de PCS pentru capacitate întreruptibilă.

CAPITOLUL IX

CAPACITATEA INCREMENTALĂ

Secţiunea 1

Principii tarifare privind capacitatea incrementală

419. Preţul minim la care OST acceptă cererea de capacitate incrementală este preţul de referinţă. Pentru calcularea testului economic, preţurile de referinţă trebuie să fie determinate prin includerea în metoda de calculare a preţurilor de referinţă a ipotezelor relevante legate de oferta de capacitate incrementală.

420. În cazul în care abordarea privind preţul fix prevăzută la pct.391, subpunctul 2) este considerată a fi oferită pentru capacitatea incrementală, preţul de rezervă menţionat la pct.391, subpunctul 2) se bazează pe costurile de investiţii şi de funcţionare estimate. Odată ce capacitatea incrementală este comandată, respectivul preţ de rezervă se ajustează proporţional cu diferenţa dintre costurile de investiţii estimate şi cele reale, indiferent dacă această diferenţă este pozitivă sau negativă.

421. În cazul în care alocarea capacităţii incrementale la preţul de referinţă nu ar genera venituri suficiente pentru a obţine un rezultat pozitiv la testul economic, poate fi aplicată o primă minimă obligatorie în cadrul primei licitaţii sau al primului mecanism alternativ de alocare în care se oferă capacitate incrementală. Prima minimă obligatorie poate fi aplicată, de asemenea, în licitaţiile ulterioare, atunci când se oferă capacitatea care a rămas iniţial nevândută sau capacitatea care a fost iniţial rezervată în conformitate cu pct.143 şi 144 a prezentului Cod. Decizia privind oportunitatea aplicării unei prime minime obligatorii şi licitaţiile în cadrul cărora trebuie aplicată aceasta se adoptă de către Agenţie în conformitate cu art.98-99 din Legea nr.108/2016.

422. Nivelul primei minime obligatorii trebuie să permită obţinerea unui rezultat pozitiv la testul economic cu veniturile generate de capacitatea oferită în cadrul primei licitaţii sau al primului mecanism alternativ de alocare în care se oferă capacitate incrementală. Intervalul în care se situează nivelul primei minime obligatorii, în funcţie de capacitatea alocată estimată, este transmis spre aprobare Agenţie în conformitate cu pct.260, subpunctul 3).

423. O primă minimă obligatorie aprobată de Agenţie se adaugă la preţul de referinţă pentru produsele de capacitate agregată în punctul de interconectare corespunzător şi se atribuie exclusiv OST pentru care prima minimă obligatorie a fost aprobată de Agenţie. Acest principiu implicit de atribuire a primei minime obligatorii nu aduce atingere unei eventuale prime de licitaţie suplimentare în conformitate cu pct.384, nici unui acord alternativ între autorităţile naţionale de reglementare implicate.

CAPITOLUL X

Secţiunea 1

Metodologiile şi parametrii utilizaţi pentru a determina venitul reglementat

sau venitul-ţintă al OST. Contractele existente

424. Agenţia transmite Comitetului de reglementare al CE, în conformitate cu procedura definită de acesta, toate informaţiile necesare cu privire la metodologiile şi parametrii utilizaţi pentru determinarea venitului reglementat şi a venitului-ţintă al OST în acest sens, OST trimit Agenţiei cu titlu informativ, contractele sau informaţiile privind rezervările de capacitate.

[Pct.424 completat prin Hot. ANRE nr.442/2020 din 24.11.2020, în vigoare 12.12.2020]

425. Prezentul Cod nu aduce atingere nivelurilor tarifelor pentru serviciul de transport rezultate din contractele sau din rezervările de capacitate încheiate înainte de aprobarea a noilor tarife elaborate în conformitate cu prezentul Cod, dacă aceste contracte sau rezervări de capacitate nu prevăd nicio modificare a nivelurilor tarifelor pentru serviciul de transport bazate pe capacitate şi/sau volumetrice, cu excepţia indexărilor, dacă este cazul.

426. Prevederile contractuale ce ţin de tarifele pentru serviciul de transport şi de rezervările de capacitate menţionate la pct.425 nu pot fi reînnoite, modificate sau prelungite după data expirării lor.

Secţiunea 2

Monitorizarea punerii în aplicare

427. În contextul implementării responsabilităţilor de monitorizare şi analizare a modului în care OST pune în aplicare prezentul Cod, Agenţia şi OST transmit informaţia solicitată de Secretariatul Comunităţii Energetice şi ENTSO-G.

428. Confidenţialitatea informaţiilor sensibile din punct de vedere comercial este asigurată de Secretariatul Comunităţii Energetice, Comitetul de reglementare al CE şi ENTSO-G.

Secţiunea 3

Acordarea derogărilor

429. La cererea unei entităţi care exploatează o conductă de interconectare care a beneficiat de o derogare de la art.98 şi 99 din Legea nr.108/2016 sau de o derogare similară, autorităţile naţionale de reglementare au dreptul de a acorda entităţii respective, în comun, o derogare de la aplicarea unuia sau mai multor puncte din prezentul Cod, în conformitate cu prezenta Secţiune, dacă aplicarea acesteia în cazul entităţii respective are una sau mai multe dintre consecinţele negative enumerate în continuare :

1) nu facilitează comerţul cu gaze naturale şi nici concurenţa efectivă în domeniu;

2) nu furnizează stimulente pentru investiţii în capacitate nouă sau în vederea menţinerii nivelurilor de capacitate existente;

3) denaturează în mod nerezonabil comerţul transfrontalier;

4) denaturează concurenţa cu alţi operatori de infrastructură care oferă servicii de natură similară cu cele ale conductei de interconectare;

5) este imposibil de pus în aplicare, având în vedere natura specifică a conductelor de interconectare.

430. Entitatea care solicită o derogare în temeiul pct.429 trebuie să includă în cererea sa o motivare detaliată, însoţită de toate documentele justificative, inclusiv, dacă este cazul, o analiză cost-beneficiu, care să demonstreze îndeplinirea uneia sau mai multor condiţii prevăzute la pct.429, subpunctele 1)-5).

431. Autorităţile naţionale de reglementare din ţările vecine examinează în comun cererea de derogare şi o soluţionează în strânsă cooperare. În cazul în care acordă o derogare, autorităţile naţionale de reglementare relevante specifică durata acesteia în deciziile/hotărârile lor.

432. Autorităţile naţionale de reglementare notifică Comitetul de reglementare al CE şi Secretariatul Comunităţii Energetice despre deciziile/hotărârile privind acordarea unor astfel de derogări.

433. Autorităţile naţionale de reglementare pot revoca o derogare dacă împrejurările sau motivele care stau la baza acestora, sau ambele, nu mai sunt valabile sau ca urmare a unei recomandări motivate din partea Comitetului de reglementare al CE sau a Secretariatului Comunităţii Energetice de a revoca o derogare din cauza lipsei de justificare a acesteia.

[Titlul VI (pct.434-443) abrogat prin Hot. ANRE nr.442/2020 din 24.11.2020, în vigoare 12.12.2020]

TITLUL VI

ECHILIBRAREA REŢELEI DE TRANSPORT AL GAZELOR NATURALE

[Titlul VI (pct.434-629) în redacţia Hot. ANRE nr.442/2020 din 24.11.2020, în vigoare 12.12.2020]

"TITLUL VI

ECHILIBRAREA REŢELEI DE TRANSPORT AL GAZELOR NATURALE

Capitolul I

DISPOZIŢII GENERALE

Secţiunea 1

Obiect şi domeniu de aplicare

434. Prezentul Titlu stabileşte norme privind echilibrarea reţelei de transport al gazelor naturale, inclusiv norme cu privire la procedurile de nominalizare, plăţile pentru dezechilibru, proceduri asociate plăţii pentru dezechilibrul zilnic şi echilibrarea operaţională între reţelele OST-urilor.

435. Prezentul Titlu nu se aplică reconcilierii care ar trebui să aibă loc între alocări şi consumul real derivat din citirile indicaţiilor echipamentelor de măsurare ale consumatorilor finali, dacă acestea sunt disponibile.

436. Prezentul Titlu nu se aplică în situaţiile când OST pune în aplicare măsuri specifice stabilite în Regulamentul privind situaţiile excepţionale pe piaţa gazelor naturale şi Planul de acţiuni pentru situaţii excepţionale pe piaţa gazelor naturale aprobate prin Hotărârea Guvernului nr.207/2019 şi în baza regulilor aplicabile Comunităţii Energetice privind securitatea aprovizionării cu gaze naturale, după caz.

437. Drepturile şi obligaţiile care decurg din prezentul Titlu în ceea ce priveşte utilizatorii de sistem se aplică numai utilizatorilor de sistem care au încheiat un acord obligatoriu din punct de vedere juridic care este fie un contract privind prestarea serviciului de transport al gazelor naturale, fie un contract de altă natură care le permite să înainteze notificări comerciale în conformitate cu Secţiunea 2 din prezentul Capitol.

Capitolul II

SISTEMUL DE ECHILIBRARE

Secţiunea 1

Principii generale

438. Utilizatorii de sistem au responsabilitatea de a-şi echilibra portofoliile de echilibrare pentru a reduce la minimum necesitatea ca OST să întreprindă acţiunile de echilibrare stabilite în prezentul Titlu.

439. Normele de echilibrare stabilite în conformitate cu prezentul Titlu trebuie să reflecte necesităţile reale ale sistemului, pornind de la resursele de care dispun OST şi să ofere stimulente utilizatorilor de sistem pentru echilibrarea în mod eficient a portofoliilor sale de echilibrare.

440. Utilizatorii de sistem au posibilitatea de a încheia un contract cu OST care să le permită să prezinte notificări comerciale, indiferent dacă au contractat capacitatea reţelei de transport al gazelor naturale sau nu.

441. În cadrul unei zone de echilibrare unde sunt activi mai mulţi OST, prezentul Titlu se aplică tuturor OST din zona de echilibrare respectivă. În cazul în care responsabilitatea pentru menţinerea echilibrului în reţelele lor de transport al gazelor naturale a fost transferată către o entitate de echilibrare, prezentul Titlu se aplică entităţii respective.

Secţiunea 2

Notificări comerciale şi alocări

442. Schimbul de gaze naturale între 2 portofolii de echilibrare din cadrul unei zone de echilibrare se realizează cu ajutorul unor notificări comerciale de vânzare sau de cumpărare, prezentate către OST cu privire la ziua gazieră respectivă.

443. Termenul pentru prezentarea, retragerea şi modificarea notificărilor comerciale este definit de către OST în contractul privind prestarea serviciilor de transport al gazelor naturale sau în alt acord obligatoriu din punct de vedere juridic încheiat cu utilizatorii de sistem, ţinând cont de durata de procesare a notificărilor comerciale, dacă este cazul. OST permite utilizatorilor de sistem să prezinte notificări comerciale în apropierea momentului în care notificarea comercială devine efectivă.

444. OST reduce la minimum durata de procesare a notificărilor comerciale. Durata de procesare nu trebuie să depăşească 30 de minute, cu excepţia cazului când momentul în care notificarea comercială devine efectivă, permite prelungirea timpului de prelucrare cu până la 2 ore.

445. O notificare comercială conţine cel puţin următoarele informaţii:

1) ziua gazieră pentru care se efectuează transportul gazelor naturale;

2) codurile de identificare ale portofoliilor de echilibrare în cauză;

3) specificarea tipului notificării (de vânzare sau de cumpărare);

4) cantitatea de gaze naturale notificată zilnic, exprimată în kWh/zi sau în kWh/h (pentru cantitatea de gaze naturale notificată orar).

446. Dacă OST primeşte un set corespunzător format dintr-o notificare comercială de vânzare şi de cumpărare, iar cantităţile notificate sunt egale, atunci OST trebuie să aloce cantităţile notificate portofoliilor de echilibrare în cauză, după cum urmează:

1) portofoliului de echilibrare al utilizatorului de sistem care emite notificarea comercială de vânzare, sub formă de ieşire; precum şi

2) portofoliului de echilibrare al utilizatorului de sistem care emite notificarea comercială de cumpărare, sub formă de intrare.

447. În cazul în care cantităţile notificate menţionate la pct.446 nu sunt egale, OST fie alocă cantitatea de notificare mai mică specificată în notificarea comercială respectivă, fie respinge ambele notificări comerciale. Norma aplicabilă este definită de OST în contractul privind prestarea serviciilor de transport aplicabil sau într-un alt acord cu caracter juridic obligatoriu (contractul de echilibrare).

448. Furnizorul de servicii de echilibrare nu trebuie împiedicat să acţioneze în numele unui utilizator de sistem în scopul pct.446, cu condiţia aprobării prealabile a OST.

449. Utilizatorul de sistem poate emite o notificare comercială privind o zi gazieră, indiferent dacă acesta a efectuat sau nu o nominalizare cu privire la ziua gazieră respectivă.

450. Prevederile prezentei Secţiuni se aplică, mutatis mutandis OST participanţi la tranzacţionare, în conformitate cu pct.453 subpunctul 1).

Capitolul III

ECHILIBRAREA OPERAŢIONALĂ

Secţiunea 1

Dispoziţii generale

451. OST întreprinde acţiuni de echilibrare cu scopul:

1) de a menţine regimul de funcţionare a reţelei de transport al gazelor naturale în limitele parametrilor de funcţionare pentru care a fost proiectată;

2) de a asigura stocarea unei cantităţi corespunzătoare de gaze naturale în reţeaua de transport al gazelor naturale din zona de echilibrare a Republicii Moldova la sfârşitul zilei gaziere, diferită de cea prognozată pe baza intrărilor şi ieşirilor prognozate pentru acea zi gazieră, în aşa mod încât să asigure funcţionarea economică şi eficientă a reţelei de transport al gazelor naturale.

452. La desfăşurarea acţiunilor de echilibrare, OST ia în considerare cel puţin următoarele aspecte referitoare la zona de echilibrare:

1) prognozele proprii ale OST privind cererea de gaze naturale pentru ziua gazieră şi pe parcursul zilei gaziere, pentru care ar putea fi necesară (-e) acţiunea (acţiunile) de echilibrare;

2) informaţiile privind nominalizarea (-rile) şi alocarea (-rile), precum şi fluxurile de gaze naturale măsurate;

3) presiunea gazelor la nivelul întregii (-lor) reţele de transport al gazelor naturale.

453. OST întreprinde acţiuni de echilibrare prin:

1) cumpărarea sau vânzarea de produse standardizate pe termen scurt (în continuare - PSTS) pe o platformă de tranzacţionare; şi/sau

2) utilizarea serviciilor de echilibrare.

454. Atunci cînd efectuează acţiuni de echilibrare, OST trebuie să ţină cont de următoarele principii:

1) acţiunile de echilibrare sunt întreprinse în mod nediscriminatoriu;

2) acţiunile de echilibrare trebuie să ţină cont de orice obligaţie a OST de a opera reţeaua de transport al gazelor naturale într-un mod economic şi eficient.

Secţiunea 2

Produse standardizate pe termen scurt

455. PSTS sunt tranzacţionate pentru livrarea în cursul zilei sau în ziua următoare, 7 zile pe săptămână, în conformitate cu normele aplicabile platformei de tranzacţionare, astfel cum sunt definite de comun acord de operatorul platformei de tranzacţionare şi OST.

456. Participantul la tranzacţionare emitent este cel care introduce o ofertă de tranzacţionare pe platforma de tranzacţionare, iar participantul la tranzacţionare receptor este cel care o acceptă.

457. În cazul comercializării unui produs titlu:

1) un participant la tranzacţionare emite notificarea comercială de vânzare, iar celălalt participant la tranzacţionare emite notificarea comercială de cumpărare;

2) ambele notificări comerciale specifică cantitatea de gaze naturale transferată de la participantul la tranzacţionare care emite notificarea comercială de vânzare către participantul la tranzacţionare care emite o notificare comercială de cumpărare;

3) atunci când se utilizează o cantitate notificată orară, acesta se aplică în mod egal tuturor orelor rămase din ziua gazieră începând cu un anumit moment şi este egal cu zero pentru toate orele de dinaintea momentului respectiv.

458. În cazul în care se comercializează un produs de localizare (pentru un punct fizic determinat):

1) OST determină punctele de intrare şi de ieşire relevante sau grupurile de astfel de puncte care pot fi folosite;

2) toate condiţiile menţionate la pct.457 sunt îndeplinite;

3) participantul la tranzacţionare emitent modifică cantitatea de gaze naturale care urmează să fie livrată către sau preluată din reţeaua de transport în punctul de intrare sau de ieşire specificat cu o cantitate egală cu cantitatea notificată şi transmite către OST dovadă faptului că cantitatea a fost modificată;

459. În cazul în care se comercializează un produs temporar:

1) condiţiile menţionate la pct.457 subpunctele 1) şi 2) sunt îndeplinite;

2) se aplică o cantitate notificată orară în cazul orelor din ziua gazieră de la un anumit moment de începere până la un anumit moment de încheiere şi este egal cu zero pentru toate orele de dinaintea momentului de începere şi zero pentru toate orele de după momentul de încheiere.

460. În cazul comercializării unui produs de localizare temporar, trebuie îndeplinite condiţiile menţionate la pct.458 subpunctele 1) şi 3) şi la pct.459.

461. Atunci când stabilesc PSTS, OST din zonele de echilibrare adiacente cooperează în vederea identificării produselor respective. Fiecare OST informează operatorii platformelor de tranzacţionare în cauză cu privire la rezultatul acestei cooperări fără nicio întârziere nejustificată.

Secţiunea 3

Servicii de echilibrare

462. OST are dreptul să achiziţioneze servicii de echilibrare pentru situaţiile în care PSTS nu pot fi furnizate sau nu vor fi suficiente pentru menţinerea parametrilor tehnici de funcţionare a reţelei de transport al gazelor naturale în limitele sale operaţionale sau în absenţa unei lichidităţi în ceea ce priveşte PSTS.

463. În scopul îndeplinirii acţiunilor de echilibrare prin intermediul serviciilor de echilibrare, când achiziţionează servicii de echilibrare, OST ia în considerare următoarele:

1) modul în care serviciile de echilibrare vor menţine parametrii de funcţionare a reţelei de transport al gazelor naturale în limitele sale operaţionale;

2) timpul de răspuns al serviciilor de echilibrare în comparaţie cu timpul de răspuns specific pentru orice PSTS disponibile;

3) zona unde trebuie livrate gazele naturale;

4) costul estimat al achiziţionării şi utilizării serviciilor de echilibrare comparativ cu costurile estimate ale utilizării oricăror PSTS disponibile;

5) cerinţele privind calitatea gazelor naturale ale OST;

6) măsura în care achiziţionarea şi utilizarea serviciilor de echilibrare poate afecta lichiditatea pieţei angro a gazelor naturale pe termen scurt.

464. Serviciile de echilibrare sunt achiziţionate într-un mod bazat pe piaţă, prin intermediul unei proceduri de licitaţie publică, transparentă şi nediscriminatorie, în conformitate cu prezentul Cod şi Regulile pieţei gazelor naturale aprobate prin Hotărârea ANRE nr.534/2019, în special:

1) înainte de a încheia un contract privind furnizarea serviciilor de echilibrare, OST publică o cerere de ofertă nerestrictivă indicând scopul, domeniul de aplicare şi instrucţiunile aferente pentru a permite ofertanţilor să participe la procedura de licitaţie;

2) rezultatele sunt publicate fără a aduce atingere protecţiei informaţiilor sensibile din punct de vedere comercial, iar rezultatele individuale sunt prezentate fiecărui ofertant în parte.

465. Agenţia poate aproba o altă procedură transparentă şi nediscriminatorie decât licitaţia publică..

466. Cu excepţia cazului în care, printr-o hotărâre a Agenţiei, se permite o durată mai mare a de prestare a unui serviciu de echilibrare, durata prestării unui astfel de serviciu nu trebuie să depăşească un an, iar data de început trebuie să survină în termen de 12 luni de la angajamentul obligatoriu luat de părţile contractante.

467. OST îşi reexaminează anual utilizarea serviciilor sale de echilibrare, în vederea analizării dacă PSTS disponibile ar îndeplini într-o mai mare măsură cerinţele operaţionale ale OST şi dacă utilizarea serviciilor de echilibrare ar putea fi redusă în anul următor.

468. OST publică pe pagina sa electronică anual informaţiile referitoare la serviciile de echilibrare achiziţionate (contractate) şi costurile aferente suportate.

Secţiunea 4

Ordinea de merit

469. Sub rezerva principiilor stabilite la pct.454 atunci când decide în privinţa acţiunilor de echilibrare adecvate, OST ia următoarele măsuri:

1) acordă prioritate utilizării de produse titlu, atunci când şi în măsura în care acest lucru este adecvat, în raport cu oricare alte PSTS disponibile;

2) utilizează celelalte PSTS atunci când sunt îndeplinite următoarele condiţii:

a) produse de localizare, atunci când, pentru a menţine parametrii de funcţionare a reţelei de transport al gazelor naturale în limite operaţionale, sunt necesare modificări ale fluxului de gaze naturale la anumite puncte de intrare şi/sau de ieşire şi/sau pentru a începe la un moment dat în cursul unei zile gaziere;

b) produse temporare, atunci când, pentru a menţine parametrii de funcţionare a reţelei de transport al gazelor naturale în limite operaţionale, sunt necesare modificări ale fluxului de gaze pe parcursul unei anumite perioade de timp în cursul unei zile gaziere. OST utilizează un produs temporar numai atunci când acest lucru ar fi mai economic şi mai eficient decât achiziţionarea şi vânzarea unei combinaţii de produse titlu sau de produse de localizare;

c) produse localizate temporare, atunci când, pentru a menţine parametrii de funcţionare a reţelei de transport al gazelor naturale în limitele sale operaţionale, sunt necesare modificări ale fluxului de gaze naturale la anumite puncte de intrare şi/sau de ieşire şi pe parcursul unei anumite perioade de timp, în decursul unei zile gaziere. OST utilizează un produs temporar numai atunci când acest lucru ar fi mai economic şi mai eficient decât achiziţionarea şi vânzarea unei combinaţii de produse de localizare;

3) utilizează servicii de echilibrare numai atunci când PSTS nu oferă sau este posibil să nu ofere, în urma evaluării OST în cauză, soluţia necesară pentru a menţine parametrii de funcţionare a reţelei de transport al gazelor naturale în limitele sale operaţionale.

OST ţine seama de eficienţa din punctul de vedere al costurilor în cadrul nivelurilor corespunzătoare ale ordinii de merit menţionate la subpunctele 1)-3).

470. Atunci când tranzacţionează PSTS, OST acordă prioritate utilizării produselor intrazilnice în detrimentul produselor pentru ziua următoare, după caz şi în măsura adecvată.

471. OST poate solicita acordul Agenţiei pentru a tranzacţiona în cadrul unei zone de echilibrare adiacente şi a transporta gazele naturale către şi din respectiva zonă de echilibrare ca alternativă la tranzacţionarea de produse titlu şi/sau de produse de localizare în propria (propriile) zonă (zone) de echilibrare. Atunci cînd decide în privinţa acordului, Agenţia poate examina soluţii alternative pentru îmbunătăţirea funcţionării pieţei interne. Termenii şi condiţiile aplicabile sunt reexaminate anual de către OST şi de către Agenţie. Recurgerea la această acţiune de echilibrare nu limitează accesul la capacitatea din punctul de interconectare respectiv şi nici utilizarea acestei capacităţi de către utilizatorii de sistem.

472. OST publică anual informaţii privind costurile, frecvenţa şi numărul acţiunilor de echilibrare întreprinse în conformitate cu fiecare dintre cerinţele prevăzute la pct.469, precum şi costurile, frecvenţa şi numărul acţiunilor de echilibrare întreprinse în conformitate cu pct.471.

Secţiunea 5

Platforma de tranzacţionare

473. În scopul achiziţionării de PSTS, OST tranzacţionează pe o platformă de tranzacţionare care îndeplineşte următoarele criterii:

1) oferă un sprijin suficient pe parcursul zilei gaziere atât utilizatorilor de sistem, pentru a comercializa, cât şi OST, pentru a întreprinde acţiuni de echilibrare adecvate prin tranzacţionarea PSTS;

2) oferă un acces transparent şi nediscriminatoriu;

3) furnizează servicii în baza principiului de egalitate;

4) asigură anonimatul tranzacţionării cel puţin până în momentul încheierii unei tranzacţii;

5) oferă o descriere detaliată a ofertelor curente pentru toţi participanţii la tranzacţionare;

6) garantează că toate tranzacţiile sunt notificate în mod corespunzător OST.

474. OST va garanta respectarea criteriilor prevăzute la pct.473, cel puţin în cadrul unei platforme de tranzacţionare. Dacă nu reuşeşte să asigure respectarea acestor criterii cel puţin în cadrul unei platforme de tranzacţionare, OST ia toate măsurile necesare pentru crearea unei platforme de echilibrare sau a unei platforme de echilibrare comune, astfel cum este prevăzut în Secţiunea 3, Capitolul X din prezentul Titlu.

475. După încheierea fiecărei tranzacţii, operatorul platformei de tranzacţionare pune la dispoziţia participanţilor la tranzacţionare toată informaţia necesară pentru confirmarea tranzacţiei.

476. Participantul la tranzacţionare are responsabilitatea de a prezenta notificarea comercială OST, în conformitate cu Secţiunea 2 din prezentul Capitolul, cu excepţia cazului în care responsabilitatea este atribuită operatorului platformei de tranzacţionare sau unei terţe părţi, în conformitate cu regulile aplicabile platformei de tranzacţionare.

477. Operatorul platformei de tranzacţionare:

1) publică fără întârziere evoluţia preţului marginal de cumpărare şi a preţului marginal de vânzare după fiecare tranzacţie; sau

2) transmite OST informaţiile relevante atunci când OST alege să publice evoluţia preţului marginal de cumpărare şi preţului marginal de vânzare. OST publică fără întârziere informaţiile în cauză.

În cazul în care în aceeaşi zonă de echilibrare există mai mulţi operatori de platforme de tranzacţionare se aplică subpunctul 2).

478. Operatorul platformei de tranzacţionare permite utilizatorilor de sistem să efectueze tranzacţii pe platforma sa de tranzacţionare numai dacă au dreptul să prezinte notificări comerciale.

479. OST informează fără întârziere operatorul platformei de tranzacţionare dacă un utilizator de sistem a pierdut dreptul de a emite notificări comerciale în conformitate cu contractele încheiate, fapt care conduce la suspendarea dreptului utilizatorului de sistem de a tranzacţiona pe platforma de tranzacţionare, fără a aduce atingere celorlalte căi de atac care ar putea fi disponibile într-un astfel de caz pentru operatorul platformei de tranzacţionare, în conformitate cu normele aplicabile platformei de tranzacţionare.

Secţiunea 6

Stimulente

480. În scopul promovării lichidităţii pieţei angro de gaze naturale pe termen scurt, Agenţia poate stimula OST să întreprindă acţiuni de echilibrare în mod eficient sau să maximizeze desfăşurarea de acţiuni de echilibrare prin comerţul cu PSTS.

481. OST poate prezenta Agenţiei, spre aprobare, un mecanism de stimulare care să fie coerent cu principiile generale stabilite în prezentul Titlu. Agenţia va examina cererea OST în termen de 30 de zile de la prezentarea informaţiei necesare.

482. Anterior prezentării propunerii menţionate la pct.481 OST consultă părţile interesate, la iniţiativa proprie a OST sau la solicitarea Agenţiei.

483. Mecanismul de stimulare:

1) se bazează pe performanţa OST, prin intermediul plăţilor plafonate acordate acestuia în cazul unei supra performanţe şi pretinse de la acesta în cazul unei performanţe insuficiente, măsurate în raport cu obiectivele de performanţă prestabilite, care pot include printre altele obiective privind costurile;

2) ia în considerare mijloacele pe care OST le are la dispoziţie, în vederea controlului performanţei

3) garantează faptul că aplicarea acestora reflectă în mod corect distribuirea responsabilităţilor între părţile participante;

4) este adaptat la stadiul de dezvoltare a pieţei gazelor naturale, acolo unde urmează să fie pus în aplicare;

5) face obiectul unei revizuiri periodice de către Agenţie, în strânsă colaborare cu OST, pentru a se evalua unde şi în ce măsură ar putea fi nevoie de modificări.

Capitolul IV

NOMINALIZĂRI

Secţiunea 1

Dispoziţii generale

484. Cantitatea de gaze naturale care urmează să fie menţionată în nominalizare şi în renominalizare este exprimată fie în kWh/zi pentru nominalizările şi renominalizările zilnice, fie în kWh/h pentru nominalizările şi renominalizările orare.

485. OST poate solicita utilizatorilor de sistem să ofere informaţii suplimentare privind nominalizările şi renominalizările, pe lângă cerinţele prevăzute în prezentul Titlu, inclusiv o prognoză actualizată şi detaliată a intrărilor şi ieşirilor prognozate, în conformitate cu necesităţile specifice ale OST.

486. Secţiunile 2 - 5 din prezentul prezentul Capitol, privind nominalizările şi renominalizările pentru produsele de capacitate negrupată se aplică, mutatis mutandis, nominalizărilor şi renominalizărilor unice pentru produsele de capacitate grupată. OST cooperează în scopul punerii în aplicare a normelor privind nominalizarea şi renominalizarea pentru produsele de capacitate grupată în punctele de interconectare.

487. Pct.497 şi pct.500 se aplică fără a aduce atingere normei privind duratele minime ale întreruperilor menţionate la pct.306.

Secţiunea 2

Informaţii privind nominalizările şi renominalizările în punctele de interconectare

488. Nominalizările şi renominalizările transmise de către utilizatorii de sistem către OST cu privire la punctele de interconectare trebuie să conţină cel puţin următoarele informaţii:

1) identificarea punctului de interconectare;

2) direcţia fluxului de gaze naturale;

3) datele de identificare ale utilizatorului de sistem sau, după caz, datele de identificare ale portofoliului de echilibrare al acestuia;

4) datele de identificare ale contrapărţii utilizatorului de sistem sau, dacă se aplică, datele de identificare ale portofoliului de echilibrare al acestuia;

5) timpul de început şi de sfârşit al fluxului de gaze naturale pentru care este prezentată nominalizarea sau renominalizarea;

6) ziua gazieră Z;

7) cantitatea de gaze naturale care se solicită să fie transportată;

8) precizarea că nominalizarea/renominalizarea se depune pentru cantităţile de gaze naturale care sunt declarate pentru a fi transportare folosind capacitatea condiţionată.

[Pct.488 completat prin Hot. ANRE nr.328 din 20.06.2025, în vigoare 24.06.2025]

Secţiunea 3

Procedura de nominalizare la punctele de interconectare

489. Un utilizator de sistem este în drept să prezinte OST o nominalizare pentru ziua gazieră Z, nu mai târziu de termenul limită pentru nominalizări din ziua gazieră Z- 1. Termenul limită de efectuare a nominalizărilor este ora 13:00 UTC (ora de iarnă) sau ora 12:00 UTC (ora de vară) în ziua gazieră Z-1.

490. Ultima nominalizare primită de OST de la un utilizator de sistem înainte de termenul de nominalizare este luată în considerare de OST.

491. OST trimite respectivilor utilizatori de sistem mesajul privind cantităţile confirmate nu mai târziu de termenul limită de confirmare din ziua gazieră Z-1. Termenul limită de confirmare este ora 15:00 UTC (ora de iarnă) sau ora 14:00 UTC (ora de vară) în ziua gazieră Z-1.

491¹. Nominalizările/renominalizările pentru capacitatea condiţionată sunt prezentate exclusiv la punctele de interconectare de intrare şi de ieşire unde este oferită capacitate condiţionată.

[Pct.491¹ introdus prin Hot. ANRE nr.328 din 20.06.2025, în vigoare 24.06.2025]

492. OST de pe fiecare parte a punctului de interconectare pot conveni asupra prezentării unui ciclu de nominalizare prealabilă în cadrul căruia:

1) utilizatorii de sistem nu sunt obligaţi să prezinte nominalizări;

2) utilizatorii de sistem pot prezenta OST nominalizările pentru ziua gazieră Z până cel târziu la ora 12:00 UTC (ora de iarnă) sau ora 11:00 UTC (ora de vară) în ziua gazieră Z-1;

3) OST trimite respectivilor utilizatori de sistem mesajul privind cantităţile procesate cel târziu la ora 12:30 UTC (ora de iarnă) sau la ora 11:30 UTC (ora de vară) în ziua gazieră Z-1.

493. În lipsa unei nominalizări valide trimise de către utilizatorul de sistem înainte de termenul limită pentru nominalizare, OST aplică norma de nominalizare implicită convenită între respectivii OST. Norma de nominalizare implicită aplicabilă într-un punct de interconectare este pusă la dispoziţia utilizatorilor de sistem aferenţi OST.

Secţiunea 4

Procedura de renominalizare la punctele de interconectare

494. Un utilizator de sistem poate prezenta renominalizări pe durata perioadei de renominalizare, care începe imediat după termenul limită pentru confirmare şi se încheie în decurs de minimum 3 ore înainte de încheierea zilei gaziere Z. OST iniţiază un ciclu de renominalizare la începutul fiecărei ore din perioada de renominalizare.

495. Ultima renominalizare primită de către OST din partea unui utilizator de sistem înainte de începerea ciclului de renominalizare este luată în considerare de către OST în ciclul de renominalizare.

496. OST trimite respectivilor utilizatori de sistem mesajul privind cantităţile confirmate în termen de 2 ore de la începutul fiecărui ciclu de renominalizare. Momentul de început al modificării efective a fluxului de gaze naturale este la 2 ore de la începutul ciclului de renominalizare, cu excepţia cazului în care:

1) utilizatorul de sistem solicită o oră ulterioară; sau

2) OST permite un timp anterior.

497. Se presupune că orice modificare a fluxului de gaze naturale are loc la începutul fiecărei ore.

Secţiunea 5

Dispoziţii specifice la punctele de interconectare

498. În cazul în care nominalizările şi renominalizările zilnice şi cele orare coexistă într-un punct de interconectare, OST sau autorităţile naţionale de reglementare (după caz) pot consulta părţile interesate pentru a stabili oportunitatea prezentării nominalizărilor şi renominalizărilor armonizate de ambele părţi ale punctului de interconectare. Consultarea trebuie să ţină cont de cel puţin următoarele:

1) impactul financiar asupra OST şi asupra utilizatorilor de sistem;

2) impactul asupra comerţului transfrontalier;

3) impactul asupra regimului de echilibrare zilnică în punctul (punctele) de interconectare.

499. În urma acestei consultări, modificările propuse, dacă există, sunt aprobate de Agenţie în cel mult 10 zile lucrătoare de la recepţie. Din momentul în care modificările propuse sunt aprobate, OST modifică în consecinţă acordurile de interconectare existente şi contractele pentru prestarea serviciilor de transport sau alte acorduri cu caracter juridic obligatoriu şi publică modificările respective.

Secţiunea 6

Respingerea nominalizărilor şi a renominalizărilor sau modificarea

cantităţii de gaze naturale solicitate la punctele de interconectare

500. OST poate respinge:

1) o nominalizare sau o renominalizare cel târziu la 2 ore după termenul pentru nominalizare sau de la începutul ciclului de renominalizare în următoarele cazuri:

a) dacă se încălcă cerinţele privind cuprinsul şi/sau procedura de depunere a nominalizării / renominalizării;

b) dacă aceasta este prezentată de o altă entitate decât un utilizator de sistem;

c) dacă acceptarea nominalizării sau a renominalizării zilnice ar conduce la o rată negativă a fluxului de nominalizare implicit;

d) dacă aceasta depăşeşte capacitatea alocată a utilizatorului de sistem;

e) absenţa unui contract valabil privind prestarea serviciului de transport al gazelor naturale sau încălcarea termenilor acestuia;

f) încălcarea condiţiilor stabilite la punctul 311⁷;

2) o renominalizare până cel târziu la 2 ore după începutul ciclului de renominalizare în următoarele cazuri suplimentare:

a) dacă aceasta depăşeşte capacitatea alocată a utilizatorului de sistem pentru orele rămase, cu excepţia cazului în care renominalizarea este prezentată pentru a solicita capacitate întreruptibilă, în cazul în care OST pune la dispoziţie o astfel de capacitate;

b) dacă acceptarea renominalizărilor orare ar conduce la o modificare aşteptată a fluxului de gaze naturale înainte de încheierea ciclului de renominalizare.

[Pct.500 modificat prin Hot. ANRE nr.328 din 20.06.2025, în vigoare 24.06.2025]

501. OST nu are dreptul de a respinge o nominalizare/renominalizare a unui utilizator de sistem dacă cantităţile de gaze naturale planificate de a fi injectate ale respectivului utilizator de sistem nu sunt egale cu cantităţile de gaze naturale planificate de a fi preluate din reţea, cu excepţia nominalizărilor / renominalizărilor depuse pentru utilizarea capacităţii condiţionate.

[Pct.501 în redacţia Hot. ANRE nr.328 din 20.06.2025, în vigoare 24.06.2025]

501¹. La verificarea nominalizărilor/renominalizărilor, OST ţine cont de prioritatea tipurilor de capacitate alocate utilizatorilor de sistem pentru perioada corespunzătoare (de la cea mai mare la cea mai mică prioritate):

1) capacitate fermă;

2) capacitate întreruptibilă;

3) capacitate condiţionată.

Dintre acelaşi tip de capacităţi prioritatea este acordată utilizatorului de sistem cu care au rezervate produse de capacitate cu cea mai mare perioadă: anuală, trimestrială, lunară, zilnică. În cazul în care nominalizarea pentru capacitate de acelaşi tip şi perioadă este imposibil de îndeplinit din motive tehnice, aceasta se alocă proporţional cantităţilor nominalizate.

[Pct.501¹ introdus prin Hot. ANRE nr.328 din 20.06.2025, în vigoare 24.06.2025]

502. În cazul respingerii unei renominalizări, OST utilizează ultima cantitate confirmată a utilizatorului de sistem, dacă aceasta există.

503. Fără a aduce atingere termenilor şi condiţiilor specifice aplicabile în cazul capacităţii întreruptibile şi al capacităţii care face obiectul normelor de gestionare a congestionării, OST poate, în principiu, să modifice cantitatea de gaze naturale solicitată conform unei nominalizări şi unei renominalizări numai în circumstanţe excepţionale şi în situaţii de urgenţă, atunci când există un pericol evident la adresa securităţii şi stabilităţii sistemului. OST notifică Agenţiei orice acţiune întreprinsă în acest sens.

Secţiunea 7

Procedura de nominalizare şi de renominalizare în alte

 puncte decât punctele de interconectare

504. Agenţia stabileşte punctele, altele decât punctele de interconectare, în care este nevoie de nominalizări şi renominalizări, în cazul în care aceste puncte nu au fost deja stabilite după consultarea OST.

505. Atunci când nominalizările şi renominalizările sunt necesare în alte puncte decât punctele de interconectare, se aplică următoarele principii:

1) utilizatorii de sistem au dreptul să prezinte renominalizări pentru ziua gazieră;

2) OST confirmă sau resping nominalizările şi renominalizările transmise, ţinând cont de termenele menţionate la Secţiunea 6 din prezentul Capitol.

Capitolul V

PLĂŢILE PENTRU DEZECHILIBRU ZILNIC

Secţiunea 1

Dispoziţii generale

506. Utilizatorii de sistem au obligaţia să plătească sau au dreptul să primească (după caz) plăţi pentru dezechilibru zilnic în legătură cu cantitatea lor de dezechilibru zilnic pentru fiecare zi gazieră.

507. Plăţile pentru dezechilibru zilnic sunt indicate separat în facturile emise de OST către utilizatorii de sistem.

508. Plata pentru dezechilibru zilnic trebuie să fie bazată pe costuri şi să ţină cont de preţurile aferente acţiunilor de echilibrare ale OST (dacă există) şi de ajustarea minoră stabilită la pct.522.

Secţiunea 2

Metoda de calculare a plăţii pentru dezechilibru zilnic

509. OST elaborează şi prezintă Agenţiei pentru aprobare, metoda de calculare a plăţii pentru dezechilibru zilnic care urmează să fie aplicată în zona sa de echilibrare.

510. Odată aprobată, metoda de calculare a plăţii pentru dezechilibru zilnic, şi orice modificări ulterioare se publică pe pagina electronică a OST.

511. Metoda de calculare a plăţii pentru dezechilibru zilnic stabileşte:

1) calcularea cantităţii de dezechilibru zilnic menţionată la Secţiunea 3 din prezentul Capitol;

2) derivarea/ preţului aplicabil prevăzut în la Secţiunea 4 din prezentul Capitol;

precum şi

3) oricare alt parametru necesar.

Secţiunea 3

Calcularea cantităţii de dezechilibru zilnic

512. OST calculează o cantitate de dezechilibru zilnic pentru fiecare portofoliu de echilibrare al utilizatorului de sistem, pentru fiecare zi gazieră, în conformitate cu următoarea formulă:

cantitatea de dezechilibru zilnic = intrări - ieşiri

513. Calcularea cantităţii de dezechilibru zilnic se adaptează, în cazul în care:

1) se oferă un serviciu de flexibilitate prin stocare în conductă;

2) există orice alt tip de contract prin care utilizatorii de sistem furnizează gaze naturale, inclusiv gaze naturale, pentru a acoperi;

a) cantitatea de gaze naturale care nu figurează ca fiind preluată din sistem, cum ar fi pierderile, erorile de măsurare; şi/sau

b) gazele naturale utilizate de OST pentru exploatarea sistemului, precum combustibil gazos.

514. Dacă suma cantităţilor de gaze naturale ale utilizatorului de sistem intrate în reţeaua de transport al gazelor naturale (intrările) este egală cu suma cantităţilor de gaze naturale ale utilizatorului de sistem ieşite din reţeaua de transport al gazelor naturale (ieşirile) în ziua gazieră respectivă, utilizatorul de sistem este considerat a fi echilibrat pentru ziua gazieră respectivă.

515. Dacă suma cantităţilor de gaze naturale ale utilizatorului de sistem intrate în reţeaua de transport al gazelor naturale în ziua gazieră (intrările) nu este egală cu suma cantităţilor de gaze naturale ale utilizatorului de sistem ieşite din reţeaua de transport al gazelor naturale (ieşirile), din ziua gazieră respectivă, utilizatorul de sistem se consideră în dezechilibru negativ pentru ziua gazieră respectivă şi se aplică plăţii pentru dezechilibru zilnic în conformitate cu Secţiunea 5 dint prezentul Capitol.

516. OST transmite unui utilizator de sistem cantităţile sale de dezechilibru zilnic iniţiale şi finale, în conformitate cu Secţiunea 6 din prezentul Capitolul.

517. Plata pentru dezechilibru zilnic se bazează pe cantitatea finală de dezechilibru zilnic.

Secţiunea 4

Preţul aplicabil

518. În vederea calculării plăţii pentru dezechilibru zilnic prevăzut în pct.518 - 519, preţul aplicabil se determină după cum urmează:

1) preţul marginal de vânzare, atunci când cantitatea de dezechilibru zilnic este pozitivă (intrările utilizatorului de sistem pentru ziua gazieră respectivă depăşesc ieşirile sale pentru aceeaşi zi); sau

2) preţul marginal de cumpărare, atunci când cantitatea de dezechilibru zilnic este negativă (ieşirile utilizatorului de sistem pentru ziua gazieră respectivă depăşesc intrările sale pentru aceeaşi zi).

519. Preţul marginal de vânzare şi preţul marginal de cumpărare se calculează pentru fiecare zi gazieră astfel:

1) preţul marginal de vânzare este cea mai mică valoare dintre:

a) cel mai mic preţ dintre toate vânzările de produse titlu la care a participat OST în ziua gazieră respectivă; sau

b) preţul de referinţă pentru ziua gazieră în cauză minus o ajustare minoră.

2) un preţ marginal de cumpărare este cea mai mare valoare dintre cele 2 preţuri de mai jos:

a) cel mai mare preţ dintre toate achiziţiilor de produse titlu la care a participat OST în ziua gazieră respectivă; sau

b) preţul de referinţă în ziua gazieră respectivă la care se adaugă o ajustare minoră.

520. În scopul determinării preţului marginal de vânzare, a preţului marginal de cumpărare şi a preţului de referinţă, tranzacţiile aferente se realizează pe platforme de tranzacţionare, care sunt identificate în prealabil de către OST şi aprobate de Agenţie. Preţul de referinţă este preţul mediu ponderat al gazelor naturale aferent tranzacţiilor cu gaze naturale cu produse titlu efectuate în punctul de tranzacţionare virtual cu privire la o zi gazieră.

În cazul în care dispoziţiile de la pct.519 subpunctele 1) şi 2) nu permit calcularea unui preţ marginal de vânzare şi/sau a unui preţ de marginal cumpărare, se stabileşte o normă standard.

521. Sub rezerva aprobării de către Agenţie, preţul produselor localizate poate fi luat în considerare în scopul determinării preţului marginal de vânzare, a preţului marginal de cumpărare şi a preţului de referinţă, atunci când OST propune acest lucru, ţinându-se cont în mod corespunzător de măsura în care OST utilizează produse de localizare.

522. Ajustarea minoră:

1) stimulează utilizatorii de sistem în vederea echilibrării intrărilor şi ieşirilor lor;

2) este elaborată şi aplicată în mod nediscriminatoriu pentru:

a) a nu descuraja intrarea pe piaţă;

b) a nu împiedica dezvoltarea de pieţe concurenţiale;

3) nu are un impact negativ asupra comerţului transfrontalier;

4) nu conduce la o expunere financiară excesivă a utilizatorilor de sistem la preţuri de dezechilibru zilnic.

523. Valoarea ajustării minore poate varia în funcţie de preţul marginal de cumpărare şi a preţului marginal de vânzare. Valoarea ajustării minore nu trebuie să depăşească 10 % din preţul de referinţă, cu excepţia cazului în care OST în cauză poate prezenta Agenţiei o deviere de la această regulă şi pentru care poate obţine o aprobare din partea acesteia în conformitate cu Secţiunea 2 din prezentul Capitol.

Secţiunea 5

Plata pentru dezechilibru zilnic

524. Pentru a calcula plata pentru dezechilibru zilnic pentru fiecare utilizator de sistem, OST înmulţeşte cantitatea de dezechilibru zilnic a utilizatorului de sistem cu preţul aplicabil determinat în conformitate Secţiunea 3 din prezentul Capitol.

525. Plăţile pentru dezechilibru zilnic se aplică după cum urmează:

1) în cazul în care cantitatea de dezechilibru zilnic a unui utilizator de sistem pentru ziua gazieră este pozitivă, se consideră că utilizatorul de sistem a vândut gaze naturale OST într-o cantitate echivalentă cu cantitatea de dezechilibru zilnic şi, prin urmare, are dreptul să la achitarea corespunzătoare a plăţilor pentru dezechilibru zilnic de la OST; precum şi

2) în cazul în care cantitatea de dezechilibru zilnic a unui utilizator de sistem pentru ziua gazieră este negativă, se consideră că utilizatorul de sistem a achiziţionat gaze naturale de la OST într-o cantitate echivalentă cu cantitatea de dezechilibru zilnic, prin urmare, are obligaţia să plătească plăţi pentru dezechilibru zilnic OST.

Capitolul VI

OBLIGAŢII INTRAZILNICE

Secţiunea 1

Dispoziţii generale

526. Un OST are dreptul să aplice obligaţii intrazilnice doar pentru a stimula utilizatorii de sistem să-şi gestioneze poziţia intrazilnică în vederea garantării integrităţii sistemului de transport al gazelor naturale şi reducerii la minimum a necesităţii de a întreprinde acţiuni de echilibrare.

527. Atunci când OST i se solicită să transmită informaţii utilizatorilor de sistem pentru a le permite să îşi gestioneze expunerile asociate poziţiilor din cursul zilei, astfel de informaţii le vor fi transmise în mod regulat. Dacă este cazul, informaţiile sunt transmise o singură dată pe baza unei cereri formulate de către fiecare utilizator de sistem în parte.

Secţiunea 2

Tipuri de obligaţii intrazilnice

528. Există 3 tipuri de obligaţii intrazilnice, fiecare dintre acestea stimulând utilizatorul de sistem în vederea atingerii unui obiectiv specific în conformitate cu prezentul punct.

1) Obligaţie intrazilnică la nivel de sistem.

Această obligaţie este prevăzută în vederea acordării de stimulente utilizatorilor de sistem pentru menţinerea reţelei de transport în limitele sale operaţionale şi stabileşte următoarele:

a) limitele operaţionale ale reţelei de transport al gazelor naturale între care trebuie să se menţină aceasta;

b) acţiunile pe care utilizatorii de sistem le pot întreprinde pentru a menţine reţeaua de transport în limitele operaţionale;

c) acţiunile de echilibrare întreprinse în consecinţă de OST atunci când limitele operaţionale ale reţelei de transport al gazelor naturale sunt aproape atinse sau chiar atinse;

d) atribuirea costurilor şi/sau a veniturilor în rândul utilizatorilor de sistem şi/sau consecinţele asupra poziţiei intrazilnice a respectivilor utilizatori de sistem, rezultate în urma acţiunilor de echilibrare întreprinse de către OST;

e) plata aferentă care se bazează pe poziţia individuală intrazilnică a utilizatorului de sistem.

2) Obligaţie intrazilnică cu privire la portofoliul de echilibrare

Această obligaţie are scopul a stimula utilizatorii de sistem să îşi menţină poziţia lor individuală pe durata zilei gaziere într-un interval stabilit anterior cuprinzând următoarele elemente:

a) pentru fiecare portofoliu de echilibrare, intervalul în care trebuie să se înscrie acesta;

b) modalitatea prin care se determină intervalul menţionat mai sus;

c) consecinţele pentru utilizatorii de sistem care nu se menţin în intervalul definit şi, după caz, detaliile privind modul în care se stabileşte (calculează) o plată corespunzătoare;

d) plata aferentă care se bazează pe poziţia individuală în cursul zilei a utilizatorului de sistem.

3) Obligaţie intrazilnică la punctul de intrare-ieşire;

Scopul acestei obligaţii este de a oferi stimulente utilizatorilor de sistem în vederea limitării fluxului de gaze naturale sau a variaţiei fluxului de gaze naturale în anumite condiţii specifice ce apar la anumite puncte de intrare-ieşire şi cuprinde următoarele elemente:

a) limitele privind fluxul de gaze naturale şi/sau variaţia fluxului de gaze naturale;

b) punctul de intrare şi/sau ieşire sau grupurile de puncte de intrare şi/sau ieşire cărora li se aplică astfel de limite;

c) condiţiile în care se aplică aceste limite;

d) consecinţele nerespectării acestor limite.

Această obligaţie vine în completarea oricărui alt acord încheiat cu consumatorii finali care prevăd, printre altele, restricţii şi obligaţii localizate specifice privind fluxul fizic de gaze naturale.

Secţiunea 3

Cerinţe privind obligaţiile intrazilnice

529. OST poate propune Agenţiei o obligaţie intrazilnică sau o modificare a acesteia. Aceasta poate combina caracteristici ale diferitelor tipuri de obligaţii intrazilnice descrise Secţiunea 2 al prezentului Capitol, cu condiţia ca propunerea să îndeplinească criteriile stabilite la pct.531. Dreptul OST de a prezenta o astfel de propunere nu aduce atingere dreptului Agenţiei de a aproba din propria iniţiativă o hotărâre în acest sens.

530. Orice obligaţie intrazilnică trebuie să îndeplinească următoarele criterii:

1) obligaţia intrazilnică şi plata aferentă, dacă aceasta există, nu trebuie să creeze bariere nejustificate pentru comerţul transfrontalier şi intrării pe piaţă a unor noi utilizatori de sistem;

2) obligaţia intrazilnică se aplică numai în cazul în care utilizatorii de sistem primesc informaţii suficiente înaintea aplicării unei eventuale plăţi intrazilnice cu privire la intrările şi/sau ieşirile acestora şi dispun de mijloace rezonabile să acţioneze pentru gestionarea expunerii lor;

3) principale costuri suportate de utilizatorii de sistem în legătură cu obligaţiile de echilibrare ale acestora se referă la poziţia acestora la sfârşitul zilei gaziere;

4) în măsura în care este posibil, plăţile intrazilnice trebuie să reflecte costurile OST pentru executarea tuturor acţiunilor de echilibrare necesare;

5) obligaţia intrazilnică nu conduce la o regularizare (decontare) financiară a utilizatorilor de sistem pe poziţia zero pe durata zilei gaziere;

6) beneficiile introducerii unei obligaţii intrazilnice, pentru exploatarea economică şi eficientă a reţelei de transport al gazelor naturale, depăşesc orice impact negativ potenţial al acesteia, inclusiv asupra lichidităţii tranzacţiilor la punctul virtual de tranzacţionare.

531. OST poate propune diferite obligaţii intrazilnice pentru diferite categorii de puncte de intrare sau ieşire, cu scopul de a oferi stimulente mai bune diferitor categorii de utilizatori de sistem şi a evita subvenţiile încrucişate. Dreptul OST de a prezenta o astfel de propunere nu aduce atingere dreptului Agenţiei de a aproba o hotărâre în acest sens, din proprie iniţiativă.

532. OST consultă părţile interesate, inclusiv Agenţia, OSD şi OST afectaţi din zone de echilibrare adiacente, cu privire la oricare obligaţie intrazilnică pe care intenţionează să o introducă, inclusiv metodologia şi ipotezele utilizate pentru concluzionarea faptului că aceasta îndeplineşte criteriile stabilite la pct.530.

533. Ca urmare a procesului de consultare, OST elaborează un document de recomandare care să includă propunerea finală şi o analiză a următoarelor elemente:

1) necesitatea obligaţiei intrazilnice, având în vedere caracteristicile reţelei de transport al gazelor naturale şi flexibilitatea de care dispune OST prin achiziţionarea şi vânzarea de PSTS sau prin utilizarea serviciilor de echilibrare în conformitate cu Capitolul III al prezentului Titlu;

2) informaţiile disponibile pentru a permite utilizatorilor de sistem să îşi gestioneze în timp util poziţiile în cursul zilei;

3) impactul financiar estimat asupra utilizatorilor de sistem;

4) efectul asupra intrării pe piaţă a unor noi utilizatori de sistem, inclusiv orice impact negativ nejustificat asupra acesteia;

5) efectul asupra comerţului transfrontalier, inclusiv impactul potenţial asupra echilibrării în zonele de echilibrare adiacente;

6) impactul asupra pieţei angro a gazelor naturale pe termen scurt, inclusiv asupra lichidităţii acesteia;

7) caracterul nediscriminatoriu al obligaţiei intrazilnice.

534. OST prezintă documentul de recomandare Agenţiei pentru aprobarea propunerii în conformitate cu procedura stabilită în Secţiunea 4 din prezentul Capitol. În paralel, OST publică acest document de recomandare, sub rezerva oricăror obligaţiuni de confidenţialitate pe care ar putea fi obligat să le respecte.

Secţiunea 4

Procesul decizional al Agenţiei

535. Agenţia adoptă şi publică o hotărîre motivată în termen de 6 luni de la primirea documentului de recomandare complet. La luarea hotărârii de aprobare sau nu a obligaţiei intrazilnice propuse, Agenţia analizează dacă obligaţia respectivă îndeplineşte criteriile stabilite la pct.530.

536. Înaintea luării deciziei motivate, Agenţia se consultă cu autorităţile naţionale de reglementare ale Parţilor Contractante a Comunităţii Energetice adiacente şi statelor membre UE adiacente şi ţine seama de opiniile acestora. Agenţia va consulta Comitetul de reglementare al CE cu privire la decizia menţionată la pct.535.

537. În cazul în care OST are una sau mai multe obligaţii la data intrării în vigoare a prezentului Titlu, acesta urmează, în termen de 6 luni de la data respectivă, să aplice procedura prevăzută la punctele 535-536 şi prezintă Agenţiei obligaţia (obligaţiile) intrazilnică (-e), în conformitate cu punctul 535, pentru a obţine aprobarea utilizării acesteia (acestora).

Capitolul VII

MĂSURI PRIVIND NEUTRALITATEA

Secţiunea 1

Principii de neutralitate

538. OST nu înregistrează câştiguri sau pierderi ca urmare a achitării sau perceperii plăţii pentru dezechilibru zilnic, plăţii intrazilnice, plăţilor privind acţiunile de echilibrare şi de alte cheltuieli legate de activităţile de echilibrare, care reprezintă de fapt toate activităţile desfăşurate de OST în vederea îndeplinirii obligaţiilor prevăzute în prezentul Titlu.

539. OST transferă către utilizatorii de sistem:

1) toate costurile şi veniturile rezultate din plăţile pentru dezechilibru zilnic şi din plăţile intrazilnice;

2) toate costurile şi veniturile rezultate din acţiunile de echilibrare întreprinse în temeiul prevederilor din Secţiunea 4 Capitolul IV din prezentul Titlu, cu excepţia cazului în care Agenţia consideră respectivele costuri şi venituri ca fiind suportate în mod ineficient în conformitate cu normele naţionale aplicabile. O astfel de consideraţie se bazează pe o evaluare care:

a) demonstrează în ce măsură OST ar fi putut să reducă în mod rezonabil costurile suportate pentru desfăşurarea acţiunii de echilibrare; precum şi

b) se realizează cu privire la informaţiile, timpul şi instrumentele aflate la dispoziţia OST în momentul în care a decis să întreprindă acţiunea de echilibrare;

3) toate celelalte costuri şi venituri aferente activităţilor de echilibrare întreprinse de OST, cu excepţia cazului în care Agenţia consideră respectivele costuri şi venituri ca fiind suportate în mod ineficient în conformitate cu normele naţionale aplicabile.

540. Atunci când se pune în aplicare un stimulent pentru promovarea desfăşurării eficiente de acţiuni de echilibrare, pierderile financiare cumulate se limitează la costurile şi veniturile suportate în mod ineficient de către OST.

541. OST publică datele relevante privind plăţile cumulate menţionate la pct.539 şi plăţile cumulate de neutralitate, cel puţin cu aceeaşi frecvenţă cu care sunt facturate plăţile respective către utilizatorii de sistem, dar nu mai puţin de o dată pe lună.

542. Fără a aduce atingere punctelor 539-540, OST poate în calitate de responsabil de echilibrare, să beneficieze de un mecanism de stimulare, în conformitate cu Secţiunea 6 Capitolul III din prezentul Titlu.

Secţiunea 2

Fluxurile de numerar privind neutralitatea echilibrării

543. Plata pentru neutralitate în scop de echilibrare (în continuare - plata pentru neutralitate) este plătită utilizatorului de sistem sau de către acesta.

544. OST elaborează şi prezintă la Agenţie metoda pentru calcularea plăţilor pentru neutralitate în scop de echilibrare, inclusiv repartizarea lor în rândul utilizatorilor de sistem şi normele de administrare (gestionare) a riscului de credit.

545. Plata pentru neutralitate trebuie să fie proporţională utilizării de către utilizatorul de sistem a punctelor de intrare sau de ieşire relevante sau de reţeaua de transport al gazelor naturale.

546. Plata pentru neutralitate în scop de echilibrare se menţionează separat atunci cînd este facturată utilizatorilor de sistem, iar factura este însoţită de suficiente informaţii/documente justificative definite în metoda menţionată la pct.547.

547. În cazul în care se aplică varianta 2 a modelului de informare plata pentru neutralitate pentru echilibrare se poate baza pe costurile şi pe veniturile estimate, iar metoda OST pentru stabilirea plăţilor de neutralitate în scop de echilibrare prevede norme referitoare la o plată pentru neutralitate separată cu privire la ieşirile cu măsurare nonzilnică.

548. După caz, metoda elaborată de OST pentru calcularea plăţii pentru neutralitate poate prevedea norme pentru împărţirea în diferite componente a plăţii pentru neutralitate şi repartizarea ulterioară a sumelor corespunzătoare în rândul utilizatorilor de sistem, în vederea reducerii subvenţiilor încrucişate.

Secţiunea 3

Măsuri privind administrarea riscului de credit

549. OST are dreptul să ia măsurile necesare şi să solicite utilizatorilor de sistem includerea cerinţelor contractuale necesare, inclusiv garanţii de securitate financiară, pentru a reduce riscul de neplată aferent plăţilor datorate pentru plăţile menţionate în Secţiunea 2 din prezentul Capitol.

550. Clauzele contractuale trebuie să fie transparente, să respecte principiul egalităţii, să fie proporţionale scopului şi să fie definite în metoda menţionată în pct.544.

551. În cazul neefectuării unei plăţi care poate fi atribuită unui utilizator de sistem, OST nu este răspunzător de pierderile suferite, cu condiţia ca măsurile şi cerinţele menţionate în punctele 549 şi 550 să fi fost puse în aplicare în mod adecvat, iar astfel de pierderi se recuperează în conformitate cu metoda menţionată în pct.544.

Capitolul VIII

PREZENTAREA INFORMAŢIILOR

Secţiunea 1

Dispoziţii generale

Obligaţiile de informare ale OST faţă de utilizatorii de sistem

552. Informaţiile furnizate utilizatorilor de sistem de către OST se referă la:

1) starea generală a reţelei de transport al gazelor naturale în conformitate cu Regulamentul privind accesul la reţelele de transport al gazelor naturale şi gestionarea congestiilor aprobat prin Hotărârea ANRE nr.421/2019;

2) acţiunile de echilibrare ale OST, menţionate în Capitolul III al prezentului Titlu;

3) intrările şi ieşirile utilizatorului de sistem pentru ziua gazieră respectivă, menţionate în prezentul Capitolul.

553. În cazul în care nu au fost deja comunicate de OST conform Regulamentului privind accesul la reţelele de transport al gazelor naturale şi gestionarea congestiilor aprobat prin Hotărârea ANRE nr.421/2019, OST transmite toate informaţiile menţionate în pct.552, conform următoarelor reguli:

1) publicare informaţiei pe pagina electronică al OST sau în cadrul unui alt sistem care furnizează informaţii în format electronic;

2) punerea gratuită a informaţiei la dispoziţia utilizatorilor de sistem;

3) prezentarea informaţiei într-un format uşor de utilizat;

4) conferirea informaţiei unui caracter clar, cuantificabil şi uşor de accesat;

5) prezentarea informaţiei pe bază nediscriminatorie;

6) exprimate în unităţi coerente, fie în kWh, fie în kWh/zi şi kWh/h;

7) punerea informaţiei la dispoziţie în limba română şi în limba engleză.

554. Atunci când nu se poate obţine o citire a cantităţii măsurate prin utilizarea unui echipament de măsurare, se poate utiliza o valoare de înlocuire. Această valoare de înlocuire este utilizată ca o valoare de referinţă alternativă, fără alte garanţii suplimentare din partea OST.

555. Accesul la informaţii nu implică nici o altă garanţie specială, alta decât disponibilitatea acestor informaţii într-un format definit şi printr-un instrument definit, cum ar fi o pagină electronică sau o adresă de internet, şi accesul utilizatorilor de sistem la aceste informaţii în condiţii normale de utilizare. OST nu este, în niciun caz, obligat să ofere garanţii suplimentare, în special în ceea ce priveşte sistemul informatic al utilizatorilor de sistem.

556. Agenţia decide cu privire la un model unic de informare pentru fiecare zonă de echilibrare. Pentru furnizarea de informaţii cu privire la intrările şi ieşirile cu măsurare pe parcursul zilei, se aplică aceleaşi reguli tuturor modelelor.

557. Pentru zonele de echilibrare unde se intenţionează aplicarea variantei 2 a modelului de informare după intrarea în vigoare a prezentului Titlu, urmează a fi derulată o consultare prealabilă a pieţei de către OST sau de către Agenţie, după caz.

Secţiunea 2

Intrări şi ieşiri cu măsurare pe parcursul zilei

558. Pentru intrările în şi ieşirile din zona de echilibrare, cu măsurare pe parcursul zilei, în cazul în care alocarea unui utilizator de sistem este egală cu cantitatea sa confirmată, OST nu este obligat să comunice alte informaţii decât cele referitoare la cantitatea confirmată.

559. Pentru intrările în şi ieşirile din zona de echilibrare cu măsurare pe parcursul zilei, în cazul în care alocarea unui utilizator de sistem nu este egală cu cantitatea sa confirmată, în ziua gazieră Z, OST transmite utilizatorilor de sistem un minimum de două actualizări ale fluxurilor lor de măsurare cel puţin pentru intrările şi ieşirile măsurate pe parcursul zilei, cumulate, conform uneia dintre cele două opţiuni de mai jos, la alegerea OST :

1) fiecare actualizare se referă la fluxurile de gaze naturale de la începutul respectivei zilei gaziere Z; sau

2) fiecare actualizare se referă la fluxurile incrementale de gaze naturale după fluxul raportat în actualizarea anterioară.

560. Primele actualizări acoperă cel puţin 4 ore de flux de gaze naturale din ziua gazieră Z. Aceste actualizări sunt comunicate cît mai curînd posibil, în termen de 4 ore după fluxul de gaz, dar nu mai târziu de ora 17.00 UTC (ora de iarnă) sau la ora 16.00 UTC (ora de vară).

561. Ora transmiterii celei de a doua actualizări este definită cu aprobarea Agenţiei şi este publicată de OST.

562. OST poate solicita utilizatorilor de sistem să indice care sunt informaţiile la care au acces în conformitate cu pct.559. Pe baza răspunsului primit, OST în cauză comunică utilizatorului de sistem informaţiile la care acesta nu are acces, în conformitate cu pct.559-561.

563. În cazul în care OST nu este responsabil cu repartizarea cantităţilor de gaze naturale între utilizatorii de sistem ca parte a procesului de alocare, prin derogare de la pct.559, acesta transmite cel puţin informaţiile referitoare la intrările şi ieşirile totale (agregate) cu o frecvenţă de minimum două ori pe zi gazieră Z, în ziua gazieră Z respectivă.

Secţiunea 3

Ieşiri cu măsurare zilnică

564. În cazul în care se aplică varianta 1 a modelului de informare, în ziua gazieră Z OST transmite utilizatorilor de sistem minimum 2 actualizări ale repartizării acestora de fluxuri măsurate, cel puţin pentru ieşirile măsurate zilnic, conform uneia din cele 2 opţiuni de mai jos, la alegerea OST:

1) fiecare actualizare se referă la fluxurile de gaze naturale de la începutul zilei gaziere Z respective; sau

2) fiecare actualizare se referă la fluxurile incrementale de gaze naturale după fluxul raportat în actualizarea anterioară.

565. Fiecare actualizare este transmisă în termen de 2 ore de la încheierea ultimei ore a fluxurilor de gaze naturale.

Secţiunea 4

Ieşiri cu măsurare nonzilnică

566. În cazul în care se aplică scenariul de referinţă al modelului de informare:

1) în ziua gazieră Z-1, OST transmite utilizatorilor de sistem o prognoză referitoare la ieşirile lor cu măsurare nonzilnică pentru ziua gazieră Z, până cel târziu la ora 12.00 UTC (ora de iarnă) sau ora 11.00 UTC (ora de vară);

2) în ziua gazieră Z, OST transmite utilizatorilor de sistem minimum 2 actualizări ale prognozei referitoare la ieşirile lor cu măsurare nonzilnică;

567. Prima actualizare este transmisă nu mai târziu de ora 13.00 UTC (ora de iarnă) sau 12.00 UTC (ora de vară).

568. Ora transmiterii celei de a 2-a actualizări este definit după aprobarea Agenţiei şi este publicat de OST. Acesta ţine cont de următoarele:

1) accesul la PSTS pe o platformă de tranzacţionare;

2) precizia prognozei referitoare la ieşirile utilizatorului de sistem, cu măsurare nonzilnică, comparativ cu momentul transmiterii sale;

3) ora când se încheie perioada de renominalizare, în conformitate cu pct.494;

4) ora primei actualizări a prognozei pentru ieşirile cu măsurare nonzilnică ale unui utilizator de sistem.

569. În cazul în care se aplică varianta 1 a modelului de informare, în ziua gazieră Z, OST transmite utilizatorilor de sistem minimum 2 actualizări ale repartizării fluxurilor măsurate, cel puţin pentru ieşirile cu măsurare nonzilnică agregate, în conformitate cu Secţiunea 3 din prezentul Capitol.

570. În cazul în care se aplică varianta 2 a modelului de informare, în ziua gazieră Z-1, OST transmite utilizatorilor de sistem o prognoză a ieşirilor cu măsurare nonzilnică pentru ziua gazieră Z, astfel cum sunt menţionate în pct.566 subpunctul 1).

Secţiunea 5

Intrări şi ieşiri după ziua gazieră

571. Cel târziu la sfârşitul zilei gaziere Z+1, OST transmite fiecărui utilizator de sistem alocare iniţială pentru intrările şi ieşirilor acestuia din ziua D şi cantitate iniţială de dezechilibru zilnic.

1) pentru scenariul de referinţă şi varianta 1 a modelelor de informare, este alocată întreaga cantitate de gaze naturale livrată către sistemul de distribuţie;

2) pentru varianta 2 a modelului de informare, ieşirile cu măsurare nonzilnică sunt egale cu prognoza referitoare la ieşirile cu măsurare nonzilnică ale unui utilizator de sistem, transmise cu o zi înainte, pentru a 2-a zi;

3) pentru varianta 1 a modelului de informare, o alocare iniţială şi o cantitate iniţială de dezechilibru zilnic sunt considerate ca fiind alocarea finală şi cantitatea finală de dezechilibru zilnic.

572. Atunci când se aplică o măsură provizorie prevăzută în pct.608-627, o alocare iniţială şi o cantitate iniţială de dezechilibru zilnic pot fi furnizate în termen de trei zile gaziere de la ziua gazieră Z în cazul în care conformitatea cu dispoziţiile din pct.571 nu ar fi posibilă din punct de vedere tehnic sau operaţional.

573. OST transmite fiecărui utilizator de sistem alocarea finală pentru intrările şi ieşirile acestuia şi cantitatea finală de dezechilibru zilnic, într-un termen definit în contract sau Regulile pieţei gazelor naturale aprobate prin Hotărârea ANRE nr.534/2019.

Secţiunea 6

Analiza cost-beneficiu

574. În termen de 2 ani de la intrarea în vigoare a prezentului Titlu, OST evaluează costurile şi beneficiile care reies din:

1) creşterea şi frecvenţa transmiterii informaţiilor către utilizatorii de sistem;

2) reducerii termenelor de transmitere a informaţiilor;

3) îmbunătăţirii preciziei informaţiilor transmise.

Analiza cost-beneficiu indică defalcarea costurilor şi a beneficiilor pe categoriile de părţi afectate.

575. OST consultă părţile implicate cu privire la această evaluare, în colaborare cu OSD, în cazul în care aceştia sunt afectaţi.

576. Pe baza rezultatelor consultării, Agenţia decide cu privire la orice schimbări utile privind prezentarea informaţiilor.

Secţiunea 7

Obligaţiile de informare ale OSD şi ale părţii (părţilor)

responsabile de prognozare faţă de OST

577. Fiecare OSD asociat unei zone de echilibrare şi fiecare parte responsabilă de prognozare oferă OST din zona de echilibrare respectivă informaţiile necesare în scopul prezentării către utilizatorii de sistem în temeiul prezentului Titlu. Aceste informaţii includ intrările şi ieşirile din sistemul de distribuţie, indiferent dacă sistemul respectiv face parte sau nu dintr-o zonă de echilibrare.

577¹. OSD reţelele căruia sunt racordate la reţeaua de transport al gazelor naturale, transmite OST informaţia în conformitate cu prezentul Titlul şi pct.176 din Regulile pieţei gazelor naturale, aprobate prin Hotărârea ANRE nr.534/2019, recepţionată de la OSD adiacenţi şi/sau operatorii sistemelor de distribuţie închis (OSDI), reţelele cărora sunt racordate în aval de punctul de racordare la reţeaua de distribuţie (OSD/OSDÎ din aval).

[Pct.577¹ introdus prin Hot. ANRE nr.328 din 20.06.2025, în vigoare 24.06.2025]

578. Informaţiile, formatul acestora şi procedura pentru transmiterea lor sunt stabilite în colaborare de către OST, OSD şi partea responsabilă de prognozare, după caz, pentru a asigura furnizarea adecvată a informaţiilor de către OST utilizatorilor de sistem în temeiul prezentului Capitol şi în special criteriilor stabilite în pct.553.

579. Informaţiile sunt transmise de către OSD şi partea (părţile) responsabile de echilibrare OST în acelaşi format precum cel definit în conformitate cu Regulamentul privind accesul la reţelele de transport al gazelor naturale şi gestionarea congestiilor aprobat prin Hotărârea ANRE nr.421/2019, Regulile pieţei gazelor naturale aprobate prin Hotărârea ANRE nr.434/2019 şi trebuie să fie coerente cu formatul utilizat de OST pentru a transmite informaţiile către utilizatorii de sistem.

580. Agenţia poate solicita OST, OSD şi părţii responsabile de prognozare să propună, individual sau colectiv, un mecanism de stimulare cu privire la transmiterea unei prognoze exacte cu privire la ieşirile cu măsurare nonzilnică ale unui utilizator de sistem, care să îndeplinească criteriile stabilite pentru OST în pct.586.

581. Agenţia desemnează partea responsabilă de prognozare într-o zonă de echilibrare după consultarea prealabilă a OST şi OSD în cauză. Sarcina părţii responsabile de prognozare este prognozarea ieşirilor cu măsurare nonzilnică ale unui utilizator de sistem şi, după caz, alocării lor ulterioare. Aceasta poate fi un OST, un OSD sau o parte terţă.

Secţiunea 8

Obligaţiile de informare ale OSD

582. OSD transmite OST informaţii privind intrările şi ieşirile cu măsurare zilnică şi intrazilnică aparţinând sistemului de distribuţie, inclusiv pentru OSD/OSDÎ din aval şi conforme cu cerinţele de informare prevăzute în pct.559-565, şi în Secţiunea 3 şi 5 din prezentul Capitol. Aceste informaţii sunt transmise OST în timp util, astfel încât OST dispună de posibilitatea de a transmite informaţiile către utilizatorii de sistem.

[Pct.582 completat prin Hot. ANRE nr.328 din 20.06.2025, în vigoare 24.06.2025]

582¹. OSD transmite informaţiile privind alocarea pentru fiecare portofoliul de echilibrare al PRE pentru distribuţia gazelor naturale prin reţelele pe care le operează, în baza informaţiilor transmise de OST către OSD în conformitate cu prevederile din prezentul Capitol şi Regulile pieţei gazelor naturale, aprobate prin Hotărârea ANRE nr.534/2019, referitoare la punctele de ieşire în reţelele de distribuţie a gazelor naturale din reţelele de transport, inclusiv alocarea pentru fiecare portofoliu de echilibrare al PRE pentru distribuţia gazelor naturale prin reţelele OSD/OSDÎ din aval, care nu sunt racordaţi direct la sistemul de transport al gazelor naturale.

[Pct.582¹ introdus prin Hot. ANRE nr.328 din 20.06.2025, în vigoare 24.06.2025]

583. OSD sunt responsabili de punerea la dispoziţia părţii responsabile de prognozare a unor informaţii suficiente şi actualizate, în scopul aplicării Metodei privind prognoza ieşirilor cu măsurare nonzilnică ale unui utilizator de sistem, astfel cum e stabilit în pct.586. Aceste informaţii sunt transmise în timp util, în conformitate cu termenele definite de partea responsabilă cu prognozele, pentru a fi conforme cu necesităţile acesteia.

584. Pct.584 se aplică mutatis mutandis, şi variantei 1.

Secţiunea 9

Obligaţiile de informare ale părţii responsabile de prognozare faţă de OST

585. Partea responsabilă pentru prognozare transmite OST o serie de prognoze privind ieşirile cu măsurare nonzilnică ale utilizatorului de sistem şi alocările ulterioare, în conformitate cu cerinţele în materie de informare prevăzute Secţiunea 4 şi 5 din prezentul Capitol. Aceste informaţii sunt transmise OST în timp util, astfel încât acesta să aibă suficient timp pentru a transmite informaţiile utilizatorilor de sistem şi să facă prognozele pentru ziua următoare şi pentru ziua în curs privind ieşirile cu măsurare nonzilnică ale unui utilizator de sistem cu cel puţin o oră înainte de termenele menţionate în pct.566 subpunctele 1) şi 2), cu excepţia cazului în care OST şi partea responsabilă de prognozare convin asupra unei perioade de timp suficient de scurte pentru ca OST să poată transmite informaţii către utilizatorii de sistem.

586. Metoda aplicată pentru prognozarea ieşirilor cu măsurare nonzilnică ale unui utilizator de sistem se bazează pe un model statistic al cererii, fiecărei ieşiri cu măsurare nonzilnică fiindu-i atribuit un profil de încărcare, constând dintr-o formulă a variaţiei cererii de gaze naturale în raport cu variabile precum temperatura, ziua din săptămână, tipul de consumator şi perioadele de sărbători. Înainte de adoptare, metoda face obiectul unor consultări.

587. Partea responsabilă de prognozare publică, o dată la 2 ani, un raport privind exactitatea prognozei privind ieşirile cu măsurare nonzilnică ale unui utilizator de sistem.

588. Dacă este cazul, OST transmite datele privind fluxurile de gaze naturale în timp suficient, astfel încât partea responsabilă de prognozare să îşi poată îndeplini obligaţiile care îi revin în temeiul prezentei Secţiuni.

589. Pct.586-588 se aplică, mutatis mutandis, şi variantei 1.

Capitolul IX

SERVICIUL DE FLEXIBILITATE PRIN STOCARE ÎN CONDUCTĂ

Secţiunea 1

Dispoziţii generale

590. Un OST poate oferi utilizatorilor de sistem un serviciu de flexibilitate prin stocare în conductă după ce termenii şi condiţiile aferente sunt aprobate de Agenţie.

591. Termenii şi condiţiile aplicabile unui serviciu de flexibilitate prin stocare în conductă sunt în concordanţă cu responsabilitatea utilizatorului de sistem de a-şi echilibra intrările şi ieşirile pe durata zilei gaziere.

592. Serviciul de flexibilitate prin stocare în conductă este limitat la nivelul de flexibilitate al stocării în conductă disponibil în reţeaua de transport şi considerat ca nefiind necesar pentru îndeplinirea funcţiei sale de transport, conform evaluării OST în cauză.

593. Gazele naturale livrate în reţeaua de transport şi preluate din aceasta de către utilizatorii de sistem în cadrul acestui serviciu este luat în considerare în scopul calculării cantităţii lor de dezechilibru zilnic.

594. Mecanismul de neutralitate stabilit în Capitolul VII al prezentului Titlu nu se aplică serviciului de flexibilitate prin stocare în conductă, cu excepţia cazului în care Agenţia decide altfel.

595. Utilizatorii de sistem notifică OST în cauză despre utilizarea serviciului de flexibilitate prin stocare în conductă, prin prezentarea de nominalizări şi de renominalizări.

596. OST poate să nu solicite utilizatorilor de sistem să transmită nominalizările şi renominalizările menţionate în pct.595, în cazul în care absenţa unei astfel de notificări nu subminează dezvoltarea pieţei angro a gazelor naturale pe termen scurt, iar OST are suficiente informaţii pentru a asigura o alocare exactă a utilizării unui serviciu de flexibilitate prin stocare în conductă în următoarea zi gazieră.

Secţiunea 2

Condiţii pentru prestarea unui serviciu de flexibilitate prin stocare în conductă

597. Serviciul de flexibilitate prin stocare în conductă poate fi prestat numai dacă au fost îndeplinite următoarele criterii cumulativ:

1) OST nu este nevoit să încheie contracte cu nici un alt operator al depozitului stocare sau operator GNL, în scopul prestării unui serviciu de flexibilitate prin stocare în conductă;

2) veniturile generate de OST în urma prestării unui serviciu de flexibilitate prin stocare în conductă sunt cel puţin egale cu costurile suportate sau care urmează să fie suportate pentru prestarea serviciului respectiv;

3) serviciul de flexibilitate prin stocare în conductă este pus la dispoziţie în mod transparent şi nediscriminatoriu şi poate fi oferit prin folosirea unor mecanisme concurenţiale;

4) OST nu tarifează un utilizator de sistem, nici direct, nici indirect, pentru costurile suportate în urma prestării unui serviciu de flexibilitate prin stocare în conductă, în cazul în care utilizatorul de sistem respectiv nu îl contractează;

5) prestarea unui serviciu de flexibilitate prin stocare în conductă nu are un impact negativ asupra comerţului transfrontalier.

598. OST acordă prioritate reducerii obligaţiilor intrazilnice faţă de prestarea unui serviciu de flexibilitate prin stocare în conductă.

Capitolul X

MĂSURI PROVIZORII

Secţiunea 1

Măsuri provizorii: dispoziţii generale

599. În absenţa unui nivel suficient de lichiditate al pieţei angro a gazelor naturale pe termen scurt, OST pun în aplicare măsurile provizorii prevăzute în Secţiunea 2 a prezentului Capitol. Acţiunile de echilibrare întreprinse de OST în cazul unor măsuri provizorii favorizează pe cât posibil lichiditatea pieţei angro a gazelor naturale pe termen scurt.

600. Recurgerea la o măsură provizorie nu aduce atingere punerii în aplicare a oricărei (nici unor) alte măsuri provizorii, ca soluţie alternativă sau suplimentară, cu condiţia că scopul acestor măsuri să vizeze promovarea concurenţei şi lichiditatea pieţei angro a gazelor naturale pe termen scurt şi să fie coerente cu principiile generale stabilite în prezentul Titlu.

601. Măsurile provizorii menţionate în prezenta Secţiune trebuie elaborate şi implementate de fiecare OST, în conformitate cu raportul menţionat în pct.603, aprobat de Agenţia în conformitate cu procedura stabilită în Secţiunea 2 din prezentul Capitol.

602. Raportul prevede punerea în aplicare a măsurilor provizorii în termen de cel mult 5 ani de la intrarea în vigoare a prezentului Titlu.

Secţiunea 2

Măsuri provizorii: raport anual

603. În cazul în care OST prevede punerea în aplicare sau continuarea punerii în aplicare a măsurilor provizorii, aceasta întocmeşte un raport care trebuie să indice:

1) o descriere a stadiului de dezvoltare şi a lichidităţii pieţei angro a gazelor naturale pe termen scurt la momentul întocmirii raportului, inclusiv, dacă OST are la dispoziţie informaţia privind:

a) numărul de tranzacţii încheiate la punctul virtual de tranzacţionare şi numărul de tranzacţii în general;

b) diferenţele dintre cerere şi oferte şi cantitatea acestor oferte;

c) numărul de participanţi cu acces la piaţa angro a gazelor naturale pe termen scurt;

d) numărul de participanţi care au fost activi pe piaţa angro a gazelor naturale pe termen scurt într-o anumită perioadă de timp;

2) măsurile provizorii care urmează să fie aplicate;

3) motivele aplicării măsurilor provizorii:

a) o explicaţie a motivelor pentru care stadiului de dezvoltare a pieţei angro a gazelor naturale pe termen scurt menţionată la subpunctul 2) justifică astfel de măsuri;

b) o evaluare a modului în care măsurile vor spori lichiditatea pieţei angro a gazelor naturale pe termen scurt.

4) o descriere a măsurilor care vor fi luate în scopul eliminării măsurilor provizorii, inclusiv criteriile utilizate pentru stabilirea acestor măsuri precum şi o evaluare a calendarului de punere în aplicare a acestora.

604. OST consultă părţile interesate cu privire la raportul propus.

605. După respectarea procedurii de consultare, OST prezintă raportul Agenţiei, spre aprobare. Cererea OST se examinează de Agenţie. Primul raport se transmite în termen de 6 luni de la data intrării în vigoare a prezentului Titlu, iar rapoartele ulterioare care îl actualizează se prezintă anual.

606. Agenţia adoptă şi publică o Hotărâre motivată în termen de 6 luni de la primirea raportului complet. Această hotărâre se notifică fără întârziere Comitetului de Reglementare al Comunităţii Energetice şi Secretariatului Comunităţii Energetice. În ceea ce priveşte hotărârea privind aprobarea raportului, Agenţia analizează efectul său în ceea ce priveşte armonizarea regimurilor de echilibrare, facilitarea integrării pieţei, asigurarea nediscriminării, concurenţa efectivă şi funcţionarea eficientă a pieţei gazelor.

607. Prezentei Secţiuni i se aplică procedura prevăzută în pct.536.

Secţiunea 3

Platforma de echilibrare

608. Atunci când piaţa angro a gazelor naturale pe termen scurt are sau se anticipează că va avea o lichiditate insuficientă sau atunci când produsele temporare şi cele de localizare de care are nevoie OST nu pot fi achiziţionate în mod rezonabil pe această piaţă, se instituie o platformă de echilibrare în scopul echilibrării OST.

609. OST examinează posibilitatea punerii în aplicare a unei platforme de echilibrare comune pentru zone de echilibrare adiacente în cadrul cooperării transfrontaliere dintre OST sau acolo unde există o capacitate de interconectare suficientă, iar o astfel de platformă de echilibrare este considerată destul de eficientă pentru a fi pusă în aplicare. Dacă este instituită o platformă de echilibrare comună, aceasta este exploatată de OST în cauză.

610. În cazul în care situaţia descrisă în pct.608 nu s-a schimbat fundamental după 5 ani, Agenţia poate decide, fără a aduce atingere pct.602 şi după prezentarea modificării corespunzătoare a raportului, decide în privinţa prelungirii exploatarea platformei de echilibrare pentru o perioadă suplimentară de maximum 5 ani.

611. Atunci când OST poate demonstra că, datorită unei capacităţi de interconectare insuficiente între zonele de echilibrare, o platformă de echilibrare nu poate conduce la o creştere a lichidităţii pieţei angro a gazelor naturale pe termen scurt şi nu poate permite OST să întreprindă acţiuni de echilibrare eficiente, acesta poate utiliza o alternativă, cum ar fi serviciile de echilibrare care fac obiectul aprobării de către Agenţie. În cazul în care se face uz de o asemenea alternativă, se specifică termenii şi condiţiile contractelor ulterioare, precum şi preţurile aplicabile şi durata acestora.

Secţiunea 4

Plata provizorie pentru dezechilibru

612. În cazul în care este necesară luarea măsurilor provizorii menţionate în Secţiunea 1 din prezentul Capitol, calcularea preţului poate fi efectuată în conformitate cu raportul menţionat în Secţiunea 2 din prezentul Capitol care înlocuieşte metoda de calculare a plăţii pentru dezechilibru zilnic.

613. În acest caz, calcularea preţului se poate baza pe un preţ reglementat, un indicator al unui preţ de piaţă sau pe un preţ derivat din tranzacţiile de pe platformele de echilibrare.

614. Indicarea unui preţ de piaţă urmăreşte să îndeplinească condiţiile prevăzute la pct.522. Elaborarea indicatorului trebuie să ia în considerare potenţialul risc de manipulare a pieţei.

Secţiunea 5

Toleranţa

615. Toleranţele pot fi aplicate numai în cazul în care utilizatorii de sistem nu au acces la:

1) o piaţă angro a gazelor naturale pe termen scurt cu suficientă lichiditate;

2) gazele naturale necesare pentru a acoperi fluctuaţiile pe termen scurt în ceea ce priveşte cererea sau oferta de gaze naturale; sau

3) informaţii suficiente privind intrările şi ieşirile acestora.

616. Toleranţele se aplică:

1) cu privire la cantitatea de dezechilibru zilnic a utilizatorilor de sistem;

2) pe bază transparentă şi nediscriminatorie;

3) numai în măsura în care sunt necesare şi pe durata minimă necesară.

617. Aplicarea toleranţelor poate reduce expunerea financiară a unui utilizator de sistem la preţul de vânzare marginal sau la preţul de cumpărare marginal cu privire la o parte sau la întreaga cantitate de dezechilibru zilnic a acestuia pentru ziua gazieră.

618. Nivelul de toleranţă reprezintă cantitatea minimă de gaze naturale care urmează să fie cumpărată sau vândută de către fiecare utilizator de sistem la un preţ de referinţă (mediu ponderat). Dacă rămâne o cantitate de gaze naturale care depăşeşte nivelul de toleranţă, ce face parte din cantitatea de dezechilibru zilnic a fiecărui utilizator de sistem, aceasta este vândută sau cumpărată la preţul marginal de vânzare sau la preţul marginal de cumpărare.

619. Configuraţia nivelului de toleranţă:

1) reflectă flexibilitatea reţelei de transport al gazelor naturale şi nevoile utilizatorului de sistem;

2) reflectă nivelul de risc la care este expus utilizatorul de sistem în gestionarea echilibrului dintre intrările şi ieşirile sale;

3) nu subminează dezvoltarea pieţei angro a gazelor naturale pe termen scurt;

4) nu conduce la o creştere nejustificat de mare a costurilor acţiunilor de echilibrare ale OST.

620. Nivelul de toleranţă se calculează pe baza intrărilor şi ieşirilor fiecărui utilizator de sistem, excluzând tranzacţiile în punctul virtual de tranzacţionare, pentru fiecare zi gazieră. Subcategoriile se definesc în conformitate cu Regulile pieţei gazelor naturale aprobate prin Hotărârea ANRE nr.434/2019.

621. Nivelul de toleranţă aplicabil pentru o ieşire cu măsurare nonzilnică, definit în temeiul normelor naţionale aplicabile, se bazează pe diferenţa dintre prognoza privind ieşirile cu măsurare nonzilnică ale unui utilizator de sistem şi alocarea pentru astfel de ieşiri.

622. Nivelul de toleranţă poate include o componentă calculată pe baza aplicării devierii prognozei privind ieşirile cu măsurare nonzilnică ale unui utilizator de sistem, care reprezintă suma prin care prognoza relevantă:

1) depăşeşte alocarea pentru ieşirea cu măsurare nonzilnică în cazul în care cantitatea de dezechilibru zilnic este pozitivă;

2) este mai mică decât alocarea pentru ieşirea cu măsurare nonzilnică în cazul în care cantitatea de dezechilibru zilnic este negativă.

Capitolul XI

Eliberarea surplusului de flexibilitate al OST

623. Dacă, la data intrării în vigoare a prezentului Titlu, sunt în vigoare contracte pe termen lung privind achiziţionarea serviciilor de flexibilitate care îi conferă OST dreptul de a retrage sau de a introduce cantităţi de gaze naturale specificate, OST va reduce aceste cantităţi de flexibilitate.

624. La stabilirea cantităţii surplusului de flexibilitate disponibile pentru intrări sau ieşiri în temeiul unui contract pe termen lung aflat în vigoare, OST trebuie ia în considerare utilizarea PSTS.

625. Surplusul de flexibilitate poate fi eliberat:

1) în conformitate cu termenii şi condiţiile contractului existent, dacă acesta conţine dispoziţii care permit reducerea cantităţii de gaze naturale contractate şi/sau rezoluţiunea contractului existent;

2) în absenţa unor astfel de drepturi contractuale, după cum urmează:

a) contractul rămâne în vigoare până la rezoluţiunea acestuia în temeiul termenilor şi condiţiilor aplicabile;

b) părţile contractante iau în considerare măsuri suplimentare pentru a elibera înapoi pe piaţă orice surplus de gaze naturale care nu este necesar în scopuri de echilibrare, pentru a permite accesul celorlalţi utilizatori de sistem la cantităţi mai mari de flexibilitate.

626. În cazul în care contractul aflat în vigoare prevede reducerea flexibilităţii cu cantităţi compatibile cu surplusul disponibil, OST reduce flexibilitatea respectivă de îndată ce este posibil, în mod rezonabil, începând cu data intrării în vigoare a prezentului Titlu sau imediat ce poate fi stabilită existenţa surplusului.

627. OST consultă părţile interesate cu privire la propunerile specifice care urmează să fie implementate ca măsuri provizorii pentru eliberarea oricărui surplus de flexibilitate în temeiul unui contract pe termen lung aflat în vigoare.

628. OST publică informaţiile privind acţiunile de echilibrare pe care le-a întreprins în temeiul contractului pe termen lung aflat în vigoare.

629. Agenţia poate stabili obiective privind proporţia în care ar trebui reduse contractele pe termen lung pentru a spori lichiditatea pieţei angro a gazelor naturale pe termen scurt.

[Titlul VI (pct.434-629) în redacţia Hot. ANRE nr.442/2020 din 24.11.2020, în vigoare 12.12.2020]

TITLUL VII

DISPOZIŢII FINALE

[Titlul VII (pct.630-639) introdus prin Hot. ANRE nr.442/2020 din 24.11.2020, în vigoare 12.12.2020]

630. OST adiacenţi vor realiza analiza necesară şi vor determina punctele de interconectare virtuale funcţionale până la data de 1 noiembrie 2021.

631. Prima evaluare a cererii de capacitate incrementală de pe piaţă în conformitate cu pct.262-263 va fi realizată în anul 2021.

632. La data intrării în vigoare a Codului toţi OST ajung la un acord contractual în privinţă utilizării unei platforme de rezervare unice pentru a oferi capacitate de ambele părţi ale punctelor de interconectare sau ale punctelor de interconectare virtuale respective. În cazul în care nu se ajunge la un acord între OST în acest termen, OST înaintează fără întârziere cazul pentru examinare autorităţilor naţionale de reglementare. Autorităţile naţionale de reglementare selectează de comun acord şi în termen de 6 luni de la data înaintării cazului, platforma de rezervare unică pentru o perioadă care nu depăşeşte 3 ani. Dacă în termen de 6 luni de la data înaintării cazului, autorităţile naţionale de reglementare nu pot selecta de comun acord o platformă de rezervare unică, se aplică pct.129 al prezentului Cod. Comitetul de reglementare al CE decide cu privire la platforma de rezervare care urmează să fie utilizată în punctul de interconectare sau în punctul de interconectare virtual, pentru o perioadă care nu depăşeşte 3 ani.

633. În contextul monitorizării şi analizării modului în care OST pune în aplicare Codul, OST prezintă toate informaţiile solicitate de Secretariatul Comunităţii Energetice, care va păstra confidenţialitatea informaţiilor sensibile din punct de vedere comercial.

634. Până la 1 octombrie 2025 nivelul maxim al coeficienţilor de multiplicare pentru PCS zilnică şi pentru PCS intra-zilnică trebuie să fie de maximum 1,5, dacă până la 1 octombrie 2023 Comitetul de reglementare al CE emite o recomandare conform căreia nivelul maxim al coeficienţilor de multiplicare ar trebui să fie redus până la acest nivel. Această recomandare ia în considerare următoarele aspecte legate de utilizarea coeficienţilor de multiplicare şi a coeficienţilor sezonieri până la data de 31 mai 2021 şi ulterior acestei date:

1) modificările tendinţelor de rezervare de capacitate;

2) impactul asupra venitului aferent serviciilor de transport şi asupra recuperării acestuia;

3) diferenţele dintre nivelul tarifelor pentru serviciul de transport aplicabile pentru 2 perioade tarifare consecutive;

4) subvenţionarea încrucişată între utilizatorii de sistem care au contractat PCS anuală şi non-anuală;

5) impactul asupra fluxurilor transfrontaliere.

635. Procedura de consultare ale cărei etape sunt: consultarea finală în conformitate cu pct.394-399, adoptarea Hotărârii de către Agenţie în conformitate cu pct.404, calcularea tarifelor pe baza acestei Hotărâri şi publicarea tarifelor în conformitate cu pct.407- 417 (Capitolul VIII, Titlul V), trebuie încheiată cel târziu la 31 mai 2021. Cerinţele stabilite în capitolele II, III şi IV al Titlului V se iau în considerare în această procedură. Tarifele aplicabile pentru perioada tarifară în curs la data de 31 mai 2021 vor fi aplicabile până la încheierea perioadei respective. Această procedură trebuie repetată cel puţin o dată la 5 ani, începând de la 31 mai 2021.

636. La data intrării în vigoare a Codului, OST trimite Agenţiei cu titlu informativ, contractele sau informaţiile privind rezervările de capacitate, în conformitate cu pct.424.

637. OST transmit toate informaţiile solicitate de Secretariatul Comunităţii Energetice pentru a-şi îndeplini obligaţiile în conformitate cu pct.427, respectând următoarele termene:

1) referitor la cerinţele de la capitolul VIII, Titlul V- la intrarea în vigoare a Codului;

2) 31 decembrie 2021, referitor la toate celelalte dispoziţii ale Titlului V.

638. Agenţia poate permite OST, în baza unei cereri justificate din partea acestuia, să se conformeze dispoziţiilor Titlului VI în termen de 24 de luni de la data de 12 decembrie 2020, cu condiţia că nici o măsură provizorie menţionată în Capitolul X Titlului V să nu fie pusă în aplicare de OST. În cazul în care Agenţia recurge la această posibilitate, Titlului VI nu se aplică în zona de echilibrare a respectivului OST în măsura şi pe durata perioadei de tranziţie stabilite în hotărârea Agenţiei.

639. Agenţia adoptă şi publică o hotărâre motivată în conformitate cu pct.638 în termen de 3 luni de la primirea unei astfel de cereri. Această hotărîre se notifică fără întârziere Comitetului de reglementare al CE şi Secretariatului Comunităţii Energetice.

[Titlul VII (pct.630-639) introdus prin Hot. ANRE nr.442/2020 din 24.11.2020, în vigoare 12.12.2020]