pentru aprobarea preţurilor şi stabilirea tarifelor reglementate în sectorul gazelor naturale (actualizate până la 20 noiembrie 2006
*)Textul iniţial a fost publicat în MONITORUL OFICIAL nr. 40 din 19 ianuarie 2004. Aceasta este forma actualizată de S.C. "Centrul Teritorial de Calcul Electronic" S.A. până la data de 20 noiembrie 2006, cu modificările şi completările aduse de DECIZIA nr. 429 din 25 mai 2005; DECIZIA nr. 252 din 1 martie 2006; DECIZIA nr. 1.250 din 13 noiembrie 2006.
Prezentele criterii şi metode au ca scop fundamentarea şi stabilirea:
a)preţurilor reglementate din sectorul gazelor naturale, la care se realizează furnizarea reglementată a gazelor naturale, denumite în continuare preţuri finale reglementate;
b)tarifelor reglementate pentru serviciile de transport al gazelor naturale printr-un sistem de transport, denumite în continuare tarife de transport;
c)tarifelor reglementate pentru serviciile de înmagazinare a gazelor naturale în depozite subterane, denumite în continuare tarife de înmagazinare;
d)tarifelor reglementate pentru serviciile de distribuţie a gazelor naturale prin sistemele de distribuţie, denumite în continuare tarife de distribuţie.
(1)Preţurile finale reglementate - preţurile la care este realizată furnizarea reglementată către consumatorul final a cantităţii echivalente cu 1.000 mc gaze naturale aflată în condiţiile standard de presiune, temperatură şi de calitate a gazelor naturale prevăzute în Standardul SR 3317. (2) Preţurile finale reglementate se stabilesc diferenţiat pe categorii de consumatori, pentru fiecare sistem omogen de distribuţie, în funcţie de configuraţia sistemelor prin care se realizează furnizarea gazelor naturale.
(3)Preţurile finale reglementate nu includ T.V.A.
(1)Tarifele de transport - contravaloarea serviciilor de transport prestate pentru rezervarea capacităţii de transport şi pentru utilizarea sistemului de transport, pentru o cantitate echivalentă cu 1.000 mc gaze naturale aflată în condiţiile standard de presiune, temperatură şi de calitate a gazelor naturale prevăzute în Standardul SR 3317. (2) Tarifele de transport se stabilesc diferenţiat pentru fiecare titular al licenţei de transport şi pentru fiecare sistem de transport operat de acesta, în funcţie de caracteristicile tehnice şi regimul de exploatare ale fiecărui sistem de transport.
(3)Tarifele de transport nu includ:
a)contravaloarea gazelor naturale;
b)contravaloarea serviciilor prestate de titularii licenţei de transport, în calitate de furnizori de gaze naturale, pentru sau în legătură cu comercializarea gazelor naturale;
c)impozitul pentru gazele naturale din producţia internă;
d)contravaloarea lucrărilor de execuţie a instalaţiilor de racordare şi de racordare la sistemul de transport.
(4)Tarifele de transport nu includ T.V.A.
(1)Tarifele de înmagazinare - contravaloarea serviciilor prestate pentru rezervarea capacităţii de înmagazinare şi pentru utilizarea depozitului subteran, pentru o cantitate echivalentă cu 1.000 mc gaze naturale, aflată în condiţiile standard de presiune, temperatură şi de calitate a gazelor naturale prevăzute în Standardul SR 3317, pentru un ciclu complet de înmagazinare.
Alin. (1) al art. 4 a fost modificat de pct. 1 al art. I din DECIZIA nr. 252 din 1 martie 2006, publicată în MONITORUL OFICIAL nr. 207 din 7 martie 2006.
(2)Tarifele de înmagazinare se stabilesc diferenţiat, pentru fiecare titular al licenţei de înmagazinare şi/sau pentru fiecare depozit de înmagazinare subterană operat de acesta, în funcţie de caracteristicile tehnico-geologice şi de regimul de exploatare ale fiecărui depozit de înmagazinare subterană.
Alin. (2) al art. 4 a fost modificat de pct. 2 al art. I din DECIZIA nr. 252 din 1 martie 2006, publicată în MONITORUL OFICIAL nr. 207 din 7 martie 2006.
(3)Tarifele de înmagazinare nu includ:
a)contravaloarea gazelor naturale;
b)contravaloarea serviciilor prestate de titularii licenţei de înmagazinare, în calitate de furnizori de gaze naturale, pentru sau în legătură cu comercializarea gazelor naturale;
c)impozitul pentru gazele naturale din producţia internă.
(4)Tarifele de înmagazinare nu includ T.V.A.
(1)Tarifele de distribuţie - contravaloarea serviciilor de distribuţie prestate pentru rezervarea capacităţii de distribuţie şi pentru utilizarea sistemului de distribuţie, pentru o cantitate echivalentă cu 1.000 mc gaze naturale aflată în condiţiile standard de presiune, temperatură şi de calitate a gazelor naturale prevăzute în Standardul SR 3317. (2) Tarifele de distribuţie se stabilesc diferenţiat pe categorii de consumatori, pentru fiecare sistem omogen de distribuţie, în funcţie de caracteristicile tehnice şi regimul de exploatare ale fiecărui sistem de distribuţie.
(3)Tarifele de distribuţie nu includ:
a)contravaloarea gazelor naturale furnizate consumatorilor;
b)contravaloarea serviciilor prestate de titularii licenţei de distribuţie, în calitate de furnizori de gaze naturale, pentru sau în legătură cu comercializarea gazelor naturale;
c)impozitul pentru gazele naturale din producţia internă;
d)contravaloarea lucrărilor de execuţie a branşamentelor, branşarea, respectiv debranşarea consumatorilor.
(4)Tarifele de distribuţie nu includ T.V.A.
(1)Perioada de reglementare reprezintă intervalul de timp pe parcursul căruia ANRGN reglementează venitul total sau unitar, denumit în continuare venit reglementat, pe care un operator este îndreptăţit să îl realizeze în fiecare an al perioadei de reglementare pentru desfăşurarea unei activităţi reglementate.
(2)Determinarea venitului reglementat se realizează pe baza formulelor şi a parametrilor prezentaţi în continuare.
Perioada de reglementare pentru oricare dintre activităţile reglementate este de 5 ani, cu excepţia primei perioade de reglementare (etapă tranzitorie), a cărei durată este de 3 ani.
Pentru operatorii licenţiaţi care desfăşoară activităţi reglementate la data publicării prezentelor criterii şi metode se stabilesc următoarele date de începere a primei perioade de reglementare:
a)pentru activitatea de înmagazinare subterană a gazelor naturale - 1 aprilie 2004;
b)pentru activitatea de transport al gazelor naturale prin sistemul naţional de transport, inclusiv tranzitul gazelor naturale - 1 iulie 2004;
c)pentru activităţile de distribuţie şi de furnizare a gazelor naturale - 1 ianuarie 2005.
Pentru operatorii licenţiaţi care nu desfăşoară activităţi reglementate la data publicării prezentelor criterii şi metode, prima perioadă de reglementare începe la data începerii activităţii reglementate.
Activităţile pentru care ANRGN stabileşte tarife şi aprobă preţuri reglementate sunt următoarele:
a)transportul gazelor naturale;
b)înmagazinarea subterană a gazelor naturale;
c)tranzitul gazelor naturale;
d)distribuţia gazelor naturale;
e)furnizarea reglementată a gazelor naturale.Secţiunea 1 Transportul gazelor naturale
Transportul gazelor naturale desemnează ansamblul de activităţi şi operaţiuni desfăşurate de titularul licenţei de transport pentru sau în legătură cu construcţia, exploatarea şi dezvoltarea capacităţilor de transport şi utilizarea acestora.
Exploatarea capacităţilor de transport desemnează operaţiunile şi activităţile desfăşurate de titularul licenţei pentru şi/sau în legătură cu întreţinerea, repararea, verificarea, asigurarea securităţii în funcţionare a capacităţii de transport şi altele asemenea.
Dezvoltarea capacităţilor de transport desemnează operaţiunile şi activităţile desfăşurate de titularul licenţei pentru şi/sau în legătură cu creşterea capacităţii de transport.
Utilizarea sistemului desemnează ansamblul de activităţi şi operaţiuni desfăşurate de titularul licenţei de transport pentru sau în legătură cu:
a)preluarea gazelor naturale din perimetrele de producţie, de înmagazinare subterană şi din import;
b)vehicularea gazelor naturale prin intermediul sistemului de transport, între punctele de delimitare ale sistemului de transport;
c)predarea gazelor naturale în punctele de livrare sau la export;
d)măsurarea cantităţilor de gaze naturale în punctele de delimitare;
e)citirea contoarelor/echipamentelor şi/sau sistemelor de măsurare.
Sunt considerate activităţi auxiliare utilizării sistemului activităţile şi operaţiunile desfăşurate de transportator pentru:
a)dispecerizarea cantităţilor de gaze naturale notificate de utilizatori, prin elaborarea rutelor şi aplicarea regimurilor optime de funcţionare a sistemului de transport şi managementul congestiilor de sistem;
b)asigurarea echilibrului fizic al sistemului de transport şi corelarea continuă a intrărilor şi ieşirilor de gaze naturale în şi din sistem, conform notificărilor utilizatorilor;
c)realizarea schimburilor de gaze între utilizatorii sistemului de transport, depozitarea gazelor naturale în conducte, transportul contra-sens al gazelor naturale.Secţiunea a 2-a Înmagazinarea subterană a gazelor naturale
Înmagazinarea subterană a gazelor naturale desemnează ansamblul de activităţi şi operaţiuni desfăşurate de titularul licenţei de înmagazinare pentru sau în legătură cu construcţia, exploatarea şi dezvoltarea capacităţilor de înmagazinare subterană şi utilizarea acestora.
Exploatarea capacităţilor de înmagazinare subterană desemnează operaţiunile şi activităţile desfăşurate de titularul licenţei pentru şi/sau în legătură cu întreţinerea, repararea, verificarea, asigurarea securităţii în funcţionare a capacităţii de înmagazinare şi altele asemenea.
Dezvoltarea capacităţilor de înmagazinare desemnează operaţiunile şi activităţile desfăşurate de titularul licenţei pentru şi/sau în legătură cu creşterea capacităţii de înmagazinare subterană.
Utilizarea capacităţilor de înmagazinare subterană desemnează operaţiunile şi activităţile desfăşurate de titularul licenţei pentru şi/sau în legătură cu:
a)injecţia gazelor naturale în depozitul subteran;
b)depozitarea şi gestionarea cantităţilor de gaze naturale din depozitul subteran;
c)extracţia gazelor naturale din depozitul subteran.
Injecţia gazelor naturale în depozitul subteran desemnează activităţile şi operaţiunile desfăşurate de titularul licenţei de înmagazinare pentru a asigura preluarea gazelor naturale, măsurarea, tratarea şi vehicularea acestora prin facilităţile de suprafaţă şi introducerea în depozitul subteran.
Extracţia gazelor naturale din depozitul subteran desemnează activităţile şi operaţiunile desfăşurate de titularul licenţei de înmagazinare pentru a asigura scoaterea gazelor naturale din depozitul subteran, tratarea, vehicularea şi măsurarea acestora prin facilităţile de suprafaţă şi predarea la transportator şi/sau beneficiar.
(1)Tranzitul gazelor naturale desemnează ansamblul de activităţi şi operaţiuni desfăşurate de titularul licenţei de tranzit pentru sau în legătură cu transportul prin sistemul naţional de transport şi/sau prin conducte magistrale, peste teritoriul României, al gazelor naturale provenite din alt stat şi destinate unui stat terţ.
(2)Activitatea de tranzit realizată prin sistemul naţional de transport este inclusă în activitatea de transport definită în secţiunea 1 "Transportul gazelor naturale", cu excepţia tranzitului realizat prin sisteme de transport sau prin linii directe destinate exclusiv acestei activităţi, pentru care prezentele criterii şi metode nu se aplică.Secţiunea a 4-a Distribuţia gazelor naturale
Distribuţia gazelor naturale desemnează ansamblul de activităţi şi operaţiuni desfăşurate de titularul licenţei de distribuţie pentru sau în legătură cu construcţia, exploatarea şi dezvoltarea capacităţilor de distribuţie şi utilizarea acestora.
Exploatarea capacităţilor de distribuţie desemnează operaţiunile şi activităţile desfăşurate de titularul licenţei pentru şi/sau în legătură cu întreţinerea, repararea, verificarea, asigurarea securităţii în funcţionare a capacităţilor de distribuţie şi altele asemenea.
Dezvoltarea capacităţilor de distribuţie desemnează operaţiunile şi activităţile desfăşurate de titularul licenţei pentru şi/sau în legătură cu creşterea capacităţii de distribuţie.
Utilizarea sistemului desemnează ansamblul de activităţi şi operaţiuni desfăşurate de titularul licenţei de distribuţie pentru sau în legătură cu:
a)preluarea gazelor naturale din perimetrele de producţie, din sistemele de transport sau direct din import;
b)vehicularea gazelor naturale prin intermediul sistemului de distribuţie, între punctele de delimitare ale sistemului de distribuţie;
c)livrarea gazelor naturale la consumatorul final sau la un alt distribuitor;
d)măsurarea cantităţilor de gaze naturale preluate/livrate;
e)citirea contoarelor/echipamentelor şi/sau sistemelor de măsurare.Secţiunea a 5-a Furnizarea reglementată a gazelor naturale
Furnizarea reglementată a gazelor naturale desemnează ansamblul de activităţi şi operaţiuni desfăşurate pentru sau în legătură cu:
a)achiziţia gazelor naturale;
b)comercializarea gazelor naturale către consumatorii finali, pe baza unor contracte-cadru de furnizare şi la preţ reglementat;
c)relaţiile cu clienţii, determinate de încheierea şi derularea contractelor de furnizare.
(1)Venitul reglementat reprezintă venitul aferent unui an al perioadei de reglementare, recunoscut şi permis de ANRGN unui operator, pentru acoperirea costurilor aflate sub controlul managementului operatorului, necesare desfăşurării activităţii reglementate într-o manieră prudentă.
(2)Venitul reglementat nu acoperă costurile ce nu pot fi controlate şi asupra cărora conducerea operatorului nu poate acţiona direct pentru creşterea eficienţei activităţii desfăşurate, denumite în continuare costuri preluate direct, reprezentând:
a)contribuţii la fondul de sănătate, la fondurile speciale, altele de aceeaşi natură, aferente fondului de salarii;
b)taxe, impozite, contribuţiile la fonduri speciale, altele asemenea stabilite conform reglementărilor legale în vigoare;
c)redevenţele pentru concesionarea bunurilor aflate în proprietatea publică a statului;
d)redevenţele prevăzute în contractele de concesionare a serviciului de distribuţie şi/sau a bunurilor aferente, chiriile prevăzute în contractele de închiriere a bunurilor ce alcătuiesc reţelele de distribuţie, precum şi taxele locale stabilite de autorităţi pentru realizarea serviciilor de distribuţie;
e)costurile pentru achiziţia gazelor naturale destinate revânzării, în cazul activităţii de furnizare reglementată, inclusiv costurile serviciilor aferente şi impozitul pentru gazele naturale din producţia internă;
f)alte costuri aflate în afara controlului operatorului, recunoscute ca atare de ANRGN.
(1)Pentru activitatea de transport, respectiv pentru activitatea de înmagazinare subterană, venitul este reglementat la nivelul acoperirii costurilor totale aferente unui an al perioadei de reglementare, necesare desfăşurării activităţii reglementate într-o manieră prudentă, denumit în continuare venit reglementat total.
(2)Pentru activitatea de distribuţie, respectiv pentru activitatea de furnizare reglementată, venitul este reglementat la nivelul acoperirii costurilor unitare aferente unui an al perioadei de reglementare, necesare desfăşurării activităţii reglementate într-o manieră prudentă, denumit în continuare venit reglementat unitar.
(1)Pentru activitatea de distribuţie, venitul reglementat unitar în primul an al perioadei de reglementare se determină, pentru fiecare operator, prin împărţirea venitului de bază aferent activităţii de distribuţie la cantitatea totală estimată a fi distribuită în primul an al perioadei de reglementare.
(2)Pentru activitatea de furnizare reglementată, venitul reglementat unitar în primul an al perioadei de reglementare se determină, pentru fiecare furnizor, prin împărţirea venitului de bază aferent activităţii de furnizare reglementată la cantitatea totală estimată a fi furnizată în primul an al perioadei de reglementare.
(3)Cantitatea totală estimată a fi distribuită în primul an al perioadei de reglementare prevăzută la alin. (1), respectiv cantitatea totală estimată a fi furnizată în primul an al perioadei de reglementare prevăzută la alin. (2), se fundamentează de fiecare operator. Considerentele care stau la baza fundamentării şi metodele de previzionare utilizate sunt prezentate ANRGN o dată cu acestea.
Pe parcursul perioadei de reglementare, venitul reglementat al fiecărui operator se ajustează doar pe baza formulelor specifice fiecărei activităţi reglementate şi a parametrilor predefiniţi pentru fiecare operator, stabiliţi la începutul perioadei de reglementare.
(1)Pentru primul an al fiecărei perioade de reglementare se calculează, pentru fiecare activitate reglementată şi pentru fiecare operator, venitul total aferent primului an al perioadei de reglementare.
(2)Venitul total aferent primului an al perioadei de reglementare include venitul de bază, reprezentând venitul reglementat în primul an al perioadei de reglementare şi costurile preluate direct aferente.
(1)Venitul de bază acoperă costurile operatorului necesare desfăşurării, de o manieră prudentă, a activităţii reglementate în primul an al perioadei de reglementare. Costurile sunt recunoscute de ANRGN în conformitate cu principiile şi regulile din prezentele criterii şi metode.
(2)În venitul de bază nu sunt incluse costurile preluate direct.
(1)Formula generală pentru calculul venitului de bază în primul an al perioadei de reglementare, pentru orice companie şi/sau activitate reglementată, este următoarea:
VB(o) = OPEX(o) + R(o)R x RAB(o) + AR(o) + DV(o),
unde:
VB(o) - venitul de bază, calculat ca venit total necesar operatorului în primul an al perioadei de reglementare;
OPEX(o) - cheltuielile operaţionale totale ale operatorului, estimate pentru primul an al perioadei de reglementare;
R(o)R - rata reglementată a rentabilităţii, recunoscută de ANRGN pentru fiecare activitate reglementată;
RAB(o) - valoarea reglementată a activelor reprezentând valoarea imobilizărilor corporale şi necorporale la începutul primului an al perioadei de reglementare, inclusiv capitalul de lucru, recunoscută de ANRGN;
AR(o) - amortizarea reglementată a imobilizărilor corporale şi necorporale, recunoscută de ANRGN pentru primul an al perioadei de reglementare;
DV(o) - componentă de redistribuire între operator şi consumatori a sporului de eficienţă economică realizată pe parcursul precedentei perioade de reglementare. Pentru prima perioadă de reglementare această valoare este nulă.
(2)Costurile preluate direct, prevăzute la art. 28 alin. (2) lit. a)-d), se calculează pe baza reglementărilor legale existente la data stabilirii venitului de bază şi adaugă la venitul de bază stabilit conform formulei de la alin. (1).
(3)Costurile preluate direct, prevăzute la art. 28 alin. (2) lit. e), se calculează conform prevederilor art. 40, 41 şi 42 şi adaugă la venitul de bază stabilit conform formulei de la alin. (1).
Elementele care definesc venitul de bază, pentru oricare dintre perioadele de reglementare, se determină conform regulilor stabilite prin prezentele criterii şi metode şi sunt recunoscute de ANRGN la fundamentarea venitului de bază numai în măsura în care respectă aceste reguli.
(1)Sporul de eficienţă economică se defineşte ca fiind diferenţa dintre costurile recunoscute de ANRGN pentru determinarea venitului de bază în primul an al perioadei de reglementare şi nivelul costurilor realizate de operator în aceeaşi perioadă de timp.
(2)În sporul de eficienţă economică nu se includ economiile de costuri generate de reduceri ale impozitului pe profit.
La finele fiecărei perioade de reglementare, ANRGN analizează informaţiile transmise de operator şi cuantifică câştigurile de eficienţă economică realizate de acesta în fiecare an al perioadei de reglementare.
Operatorul are dreptul de a reţine integral echivalentul financiar al sporului de eficienţă economică obţinut pe parcursul perioadei de reglementare, pentru un interval de timp de 5 ani, începând cu anul în care acesta a fost obţinut.
Pentru activitatea de furnizare reglementată, la determinarea venitului total aferent primului an al perioadei de reglementare, costurile pentru achiziţia gazelor naturale, inclusiv costurile serviciilor aferente şi impozitul pentru gazele naturale din producţia internă, nu se includ în cheltuielile de operare (OPEX).
Suma fixă unitară - CUGfr pentru acoperirea costurilor legate de achiziţia gazelor naturale, inclusiv serviciile aferente şi impozitul pentru gazele naturale din producţia internă, destinate revânzării în cadrul activităţii de furnizare reglementată, se determină de către ANRGN la începutul fiecărui an al perioadei de reglementare şi este recunoscută în venitul reglementat unitar.
(1)Suma fixă unitară pentru acoperirea costurilor legate de achiziţia gazelor naturale se estimează pe baza următoarelor elemente:
–prognoza privind cererea totală de gaze naturale, cererea consumatorilor finali aferentă activităţii de furnizare reglementată;
–prognoza privind structura surselor de gaze naturale din producţia internă şi din import, necesare acoperirii cererii totale;
–prognoza privind partea din cantităţile de gaze naturale destinate revânzării în cadrul activităţii de furnizare reglementată, ce urmează a fi transportată şi/sau înmagazinată;
–prognoza privind evoluţia preţurilor de achiziţie a gazelor naturale din import, inclusiv comisioanele vamale şi altele asemenea;
–prognoza privind evoluţia preţurilor de achiziţie a gazelor naturale din producţia internă, în corelare cu politica energetică a României;
–tarifele pentru serviciile de transport şi înmagazinare subterană;
–impozitul pentru gazele naturale din producţia internă.
Alin. (1) al art. 41 a fost modificat de pct. 1 al art. I din DECIZIA nr. 1.250 din 13 noiembrie 2006, publicată în MONITORUL OFICIAL nr. 936 din 20 noiembrie 2006.
(2)Prognozele privind elementele care stau la baza estimării sumei fixe unitare pentru acoperirea costurilor legate de achiziţia gazelor naturale, menţionate la alin. (1), se elaborează de ANRGN pe baza metodologiei proprii, publicată în termen de 6 luni de la intrarea în vigoare a prezentelor criterii şi metode.
(3)Suma fixă unitară pentru acoperirea costurilor legate de achiziţia gazelor naturale nu include accize, acestea fiind calculate şi înscrise distinct în factura de achiziţie a gazelor naturale, emisă consumatorului final de către furnizorul acestuia, în conformitate cu metodologia elaborată de Ministerul Finanţelor Publice.
Alin. (3) al art. 41 a fost introdus de pct. 2 al art. I din DECIZIA nr. 1.250 din 13 noiembrie 2006, publicată în MONITORUL OFICIAL nr. 936 din 20 noiembrie 2006.
(1)Formula generală de calcul al sumei fixe unitare pentru acoperirea costurilor legate de achiziţia gazelor naturale, destinate revânzării în cadrul activităţii de furnizare reglementată, este următoarea:
Qfr(imp) x P(imp) + Qfr(int) x P(int) + Qfr(int) x IMP + Qfr(t) x T(t) + Qfr(ds) x [T(ds) + T(t)]
CUGfr = ────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────────── ,
Qfr(imp) + Qfr(int)
unde:
Qfr(imp) - cantitatea anuală de gaze naturale din import;
Qfr(int) - cantitatea anuală de gaze naturale din producţia internă;
Qfr(t) - cantitatea anuală de gaze naturale transportată;
Qfr(ds) - cantitatea anuală de gaze naturale înmagazinată în depozite subterane;
P(imp) - preţul mediu de import;
P(int) - preţul mediu al producţiei interne;
T(t) - tariful reglementat pentru serviciile de transport;
T(ds) - tariful reglementat pentru serviciile de înmagazinare subterană;
IMP - impozitul pentru gazele naturale din producţia internă, stabilit conform prevederilor legale în vigoare.
(2)Elementele din formula prezentată la alin. (1) sunt previzionate de ANRGN conform metodologiei proprii menţionate la art. 41 alin. (2).Secţiunea a 2-a Ajustarea veniturilor reglementate în perioada de reglementare
În cadrul perioadei de reglementare, ANRGN aplică anual formule de ajustare a veniturilor operatorilor care desfăşoară activităţi reglementate, după cum urmează:
a)în cazul activităţii de transport şi, respectiv, activităţii de înmagazinare subterană a gazelor naturale, formulele de ajustare se aplică venitului reglementat;
b)în cazul activităţii de distribuţie şi, respectiv, activităţii de furnizare reglementată a gazelor naturale, formulele de ajustare se aplică venitului unitar reglementat.
(1)În cadrul perioadei de reglementare, formula anuală de ajustare a venitului total anual al activităţii de transport este următoarea:
VTt(i) = [VRTt(i-1) x (1 + RI(i) - Xt)] + CEt(i-1) + DeltaDPt(i)
DeltaCSt(i-1) + DeltaVRTt(i-1) + DeltaINVt(i-1),
unde:
VTt(i) - venitul total în anul "i";
VRTt(i-1) - venitul reglementat total în anul "i-1" (anul precedent);
RI(i) - rata inflaţiei utilizată la fundamentarea bugetului de stat pentru anul "i", conform celor explicitate la art. 130;
Xt - rata de creştere a eficienţei economice a activităţii de transport, estimată de ANRGN la începutul perioadei de reglementare pentru fiecare operator, conform celor explicitate la art. 127-129;
CEt(i-1) - costuri neprevăzute, realizate din activitatea de transport în anul "i-1", datorate apariţiei unor factori imprevizibili, externi şi în afara controlului operatorului, explicitate în art. 131;
DeltaDPt(i) - diferenţa dintre valoarea maximă recunoscută de ANRGN în costurile operatorului, pentru plata unor despăgubiri, penalităţi sau altele asemenea rezultând din standardul de performanţă al activităţii de transport în anul "i" şi cea recunoscută pentru anul "i-1". Costurile de această natură se includ în formula de calcul al venitului de bază şi în formulele de ajustare anuale, după elaborarea standardelor de performanţă specifice;
DeltaCSt(i-1) - diferenţa dintre costurile preluate direct, incluse în venitul total în anul "i-1", şi cele efectiv realizate în acelaşi an, conform celor explicitate în art. 132;
DeltaVRTt(i-1) - componenta de corecţie a venitului reglementat total, calculată ca diferenţă între venitul reglementat total în anul "i-1" şi cel efectiv realizat în acelaşi an, ajustată cu rata reglementată a rentabilităţii capitalului, pe baza formulei:
DeltaVRTt(i-1) = [1+R(o)R] x [VRTt(i-1) - V(realizat)]
DeltaINVt(i-1) - componenta de corecţie pentru capitalul investit în anul "i-1", calculată astfel:
INVt(i-1)
DeltaINVt(i-1) = INVt(i-1) x RoR + ──────────,
n
unde:
INVt(i-1) - valoarea imobilizărilor corporale puse în funcţiune în anul "i-1";
RoR - rata reglementată a rentabilităţii pentru perioada de reglementare;
n - durata reglementată de amortizare a imobilizărilor corporale puse în funcţiune, exprimată în ani.
(2)Valoarea anuală a imobilizărilor corporale puse în funcţiune, utilizată la determinarea termenului DeltaINVt(i-1) din formula prezentată la alin. (1), se determină conform metodologiilor de evaluare ale ANRGN, publicate la începutul fiecărei perioade de reglementare.
(1)În cadrul perioadei de reglementare, formula anuală de ajustare a venitului total al activităţii de înmagazinare subterană este următoarea:
VTds(i) = (VRTds(i-1) x [1 + RI(i) - Xds]) + CEds(i) + DeltaDPds(i)
DeltaCSds(i-1) + DeltaVRTds(i-1) + DeltaINVds(i-1),
unde:
VTds(i) - venitul total în anul "i";
VRTds(i-1) - venitul reglementat total în anul "i-1" (anul precedent);
RI(i) - rata inflaţiei utilizată la fundamentarea bugetului de stat pentru anul "i", conform celor explicitate la art. 130;
Xds - rata de creştere a eficienţei economice a activităţii de înmagazinare subterană, estimată de ANRGN la începutul perioadei de reglementare pentru fiecare operator, conform celor explicitate la art. 127-129;
CEds(i) - costuri neprevăzute, realizate din activitatea de înmagazinare subterană în anul "i-1", datorate apariţiei unor factori imprevizibili, externi şi în afara controlului operatorului, explicitate în art. 131;
DeltaDPds(i) - diferenţa dintre valoarea maximă recunoscută de ANRGN în costurile operatorului pentru plata unor despăgubiri, penalităţi sau altele asemenea, rezultând din standardul de performanţă al activităţii de înmagazinare subterană în anul "i" şi cea recunoscută pentru anul "i-1". Costurile de această natură se includ în formula de calcul al venitului de bază şi în formulele de ajustare anuale, după elaborarea standardelor de performanţă specifice;
DeltaCSds(i-1) - diferenţa dintre costurile preluate direct, incluse în venitul total în anul "i-1", şi cele efectiv realizate în acelaşi an, conform celor explicitate în art. 132;
DeltaVRTds(i-1) - componenta de corecţie a venitului reglementat total, calculată ca diferenţă între venitul reglementat total şi cel efectiv realizat în anul "i-1", ajustată cu rata reglementată a rentabilităţii capitalului, pe baza formulei:
DeltaVRTds(i-1) = (1+RoR) x [VRTds(i-1) - V(realizat)]
DeltaINVds(i-1) - componenta de corecţie pentru capitalul investit în anul "i-1", calculată astfel:
INVds(i-1)
DeltaINVds(i-1) = INVds(i-1) x RoR + ──────────,
n
unde:
INVds(i-1) - valoarea imobilizărilor corporale puse în funcţiune în anul "i-1";
RoR - rata reglementată a rentabilităţii pentru perioada de reglementare;
n - durata reglementată de amortizare a imobilizărilor corporale puse în funcţiune, exprimată în ani.
(2)Valoarea anuală a imobilizărilor corporale puse în funcţiune, utilizată la determinarea termenului DeltaINVt(i-1) din formula prezentată la alin. (1), se determină conform metodologiilor de evaluare ale ANRGN, publicate la începutul fiecărei perioade de reglementare.
(1)În cadrul perioadei de reglementare, formula anuală de ajustare a venitului unitar al activităţii de distribuţie este următoarea:
VUd(i) = (VRUd(i-1) x [1 + RI(i) - Xd] x (EGC d )) + CEd(i)
DeltaDPd(i) + DeltaCSd(i-1) + DeltaINVd(i-1),
unde:
VUd(i) - venitul unitar în anul "i";
VRUd(i-1) - venitul reglementat unitar în anul "i-1" (anul precedent);
RI(i) - rata inflaţiei utilizată la fundamentarea bugetului de stat pentru anul "i", conform celor explicitate la art. 130;
Xd - rata de creştere a eficienţei economice a activităţii de distribuţie, estimată de ANRGN la începutul perioadei de reglementare pentru fiecare operator, conform celor explicitate la art. 127-129;
EGCd - formula de ajustare a venitului reglementat unitar în anul "i", prin care se cuantifică influenţa unor elemente generatoare de costuri pentru activitatea de distribuţie. Formula se determină individualizat pentru fiecare operator, pe bază statistică, la începutul perioadei de reglementare, conform celor explicitate la art. 133 şi 134;
CEd(i) - costuri unitare neprevăzute, realizate din activitatea de distribuţie în anul "i-1", datorate apariţiei unor factori imprevizibili, externi şi în afara controlului operatorului, explicitate în art. 131;
DeltaDPd(i) - diferenţa dintre valoarea maximă recunoscută de ANRGN în costurile unitare ale operatorului pentru plata unor despăgubiri, penalităţi sau altele asemenea, rezultând din standardul de performanţă al activităţii de distribuţie în anul "i" şi cea recunoscută pentru anul "i-1". Costurile de această natură se includ în formula de calcul al venitului de bază şi în formulele de ajustare anuale, după elaborarea standardelor de performanţă specifice;
DeltaCSd(i-1) - diferenţa dintre costurile unitare preluate direct, incluse în venitul total în anul "i-1", şi cele efectiv realizate în acelaşi an, conform celor explicitate în art. 132;
DeltaINVd(i-1) - componenta de corecţie pentru capitalul investit în anul "i-1", calculată astfel:
INVd(i-1)
INVd(i-1) x RoR + ─────────
n
DeltaINVd(i-1) = ─────────────────────────────,
Q
unde:
INVd(i-1) - valoarea imobilizărilor corporale puse în funcţiune în anul "i-1", pentru înlocuirea imobilizărilor corporale amortizate integral, conform regulilor privind amortizarea reglementată, aflate în funcţiune la 31 decembrie 2004;
RoR - rata reglementată a rentabilităţii pentru perioada de reglementare;
n - durata reglementată de amortizare a imobilizărilor corporale puse în funcţiune, exprimată în ani;
Q - cantitatea de gaze naturale ce urmează a fi distribuită în anul "i", estimată pe baza fundamentărilor operatorului.
(2)Valoarea anuală a imobilizărilor corporale puse în funcţiune, utilizată la determinarea termenului DeltaINVt(i-1) din formula prezentată la alin. (1), se determină conform metodologiilor de evaluare ale ANRGN, publicate la începutul fiecărei perioade de reglementare.
În cadrul perioadei de reglementare, formula anuală de ajustare a venitului unitar al activităţii de furnizare reglementată este următoarea:
VUfr(i) = (VRUfr(i-1) x [1+RI(i) - Xfr] x (EGCfr)) + CEfr(i)
DeltaDPfr(i) + DeltaCSfr(i-1) + DeltaCUGfr(i),
unde:
VUfr(i) - venitul unitar în anul "i";
VRUfr(i-1) - venitul reglementat unitar în anul "i-1" (anul precedent);
RI(i) - rata inflaţiei utilizată la fundamentarea bugetului de stat pentru anul "i", conform celor explicitate la art. 130;
Xfr - rata de creştere a eficienţei economice a activităţii de furnizare reglementată, estimată de ANRGN la începutul perioadei de reglementare pentru fiecare furnizor, conform celor explicitate la art. 127-129;
EGCfr - formula de ajustare a venitului reglementat unitar în anul "i", prin care se cuantifică influenţa unor elemente generatoare de costuri pentru activitatea de furnizare reglementată. Formula se determină individualizat pentru fiecare operator, pe bază statistică, la începutul perioadei de reglementare, conform celor explicitate la art. 133 şi 134;
CEfr(i) - costuri unitare neprevăzute, realizate din activitatea de furnizare reglementată în anul "i-1", datorate apariţiei unor factori imprevizibili, externi şi în afara controlului furnizorului, explicitate în art. 131;
DeltaDPfr(i) - diferenţa dintre valoarea maximă recunoscută de ANRGN în costurile unitare ale furnizorului pentru plata unor despăgubiri, penalităţi sau altele asemenea, rezultând din standardul de performanţă al activităţii de furnizare reglementate în anul "i" şi cea recunoscută pentru anul "i-1". Costurile de această natură se includ în formula de calcul al venitului de bază şi în formulele de ajustare anuale, după elaborarea standardelor de performanţă specifice;
DeltaCSfr(i-1) - diferenţa dintre costurile unitare preluate direct, incluse în venitul total în anul "i-1", şi cele efectiv realizate în acelaşi an, conform celor explicitate în art. 132;
DeltaCUGfr(i) - componenta de corecţie pentru suma fixă unitară pentru achiziţia gazelor naturale, calculată conform formulei:
DeltaCUGfr(i) = CUGfr(i) - CUGfr(i-1) + DeltaCUGfr(i-1) x (1+RoR),
unde:
CUGfr(i) - suma fixă unitară calculată pentru anul "i";
CUGfr(i-1) - suma fixă unitară inclusă în venitul reglementat unitar VRUfr(i-1) în anul "i-1";
DeltaCUGfr(i-1) - diferenţa dintre suma fixă unitară inclusă în venitul reglementat unitar VRUfr(i-1) în anul "i-1" şi costurile unitare de achiziţie în anul "i-1", realizate într-o manieră prudentă, având în vedere condiţiile pieţei şi informaţiile disponibile la data la care acestea au fost efectuate;
RoR - rata reglementată a rentabilităţii pentru perioada de reglementare.
Sistemul tarifar pentru activitatea de transport cuprinde un set de tarife de tipul "intrare-ieşire", stabilite pentru punctele de delimitare la intrarea în sistemul de transport în care se rezervă capacitatea, denumite în continuare puncte de intrare tarifate, şi la ieşirea din sistemul de transport în care se rezervă capacitatea, denumite în continuare puncte de ieşire tarifate, precum şi pentru utilizarea sistemului. Structura tarifului de transport este următoarea:
T(t) = RC(ti) + RC(te) + V(t),
unde:
T(t) - tariful de transport;
RC(ti) - componenta fixă pentru rezervarea capacităţii în punctele de intrare tarifate, exprimat în lei/1.000 mc/h;
RC(te) - componenta fixă pentru rezervarea capacităţii în punctele de ieşire tarifate, exprimat în lei/1.000 mc/h;
V(t) - componenta volumetrică pentru utilizarea sistemului de transport, exprimată în lei/1.000 mc.
Punctele de intrare tarifate şi punctele de ieşire tarifate, pentru care se stabilesc componentele de rezervare a capacităţilor, se definesc de ANRGN împreună cu operatorul sistemului de transport, având în vedere:
a)localizarea punctelor de delimitare ale sistemului de transport;
b)punctele prin care se realizează importul gazelor naturale;
c)posibilităţile de agregare a mai multe puncte de delimitare într-un singur punct de intrare, respectiv punct de ieşire tarifat;
d)fluxurile de gaze naturale prin sistemul de transport, la vârf de consum şi ca medie anuală.
Componenta fixă pentru rezervarea capacităţii în punctele de intrare tarifate [RC(ti)] se calculează diferenţiat pentru fiecare punct de intrare tarifat şi cuantifică costurile fixe, legate de dezvoltarea capacităţii în aceste puncte.
Componenta fixă pentru rezervarea capacităţii în punctele de ieşire tarifate [RC(te)] se calculează diferenţiat pentru fiecare punct de ieşire tarifat şi cuantifică costurile fixe, legate de dezvoltarea capacităţii în aceste puncte.
Componenta volumetrică pentru utilizarea sistemului de transport [V(t)] cuantifică costurile generate de utilizarea sistemului, avându-se în vedere fluxurile fizice de gaze naturale din sistemul de transport, inclusiv schimburile de gaze, depozitarea în conducte şi transportul contra-sens al gazelor naturale.
(1)Tariful de transport nu acoperă costurile serviciilor auxiliare utilizării sistemului, respectiv costurile generate de activităţile şi operaţiunile desfăşurate de transportator pentru:
a)dispecerizarea cantităţilor de gaze naturale notificate de utilizatori, prin elaborarea rutelor şi aplicarea regimurilor optime de funcţionare a sistemului de transport şi managementul congestiilor de sistem;
b)asigurarea echilibrului fizic al sistemului de transport şi corelarea continuă a intrărilor şi ieşirilor de gaze naturale în şi din sistem, conform notificărilor utilizatorilor.
(2)Pentru acoperirea costurilor transportatorului generate de desfăşurarea activităţilor descrise la alin. (1), se stabileşte tariful de dispecerizare şi echilibrare a sistemului de transport.
Tariful de dispecerizare şi echilibrare a sistemului de transport este determinat pentru fiecare sistem de transport ca tarif de tip "timbru poştal", cu o singură componentă volumetrică, exprimată în lei/1.000 mc intraţi în sistemul de transport.
(1)În prima perioadă de reglementare, tariful pentru serviciile de transport prin sistemul naţional de transport este unic şi are o structură binomială de tipul:
T(t) = RC(t) + V(t),
unde:
T(t) - tariful de transport;
RC(t) - componenta fixă pentru rezervarea capacităţii în sistemul de transport, exprimată în lei/1.000 mc/h;
V(t) - componenta volumetrică pentru utilizarea sistemului de transport, exprimată în lei/1.000 mc.
(2)Componenta fixă pentru rezervarea capacităţii în sistemul de transport [RC(t)] cuantifică costurile fixe, legate de dezvoltarea capacităţii sistemului de transport.
(3)Componenta volumetrică pentru utilizarea sistemului de transport [V(t)] cuantifică costurile generate de utilizarea sistemului, inclusiv cele generate de realizarea tuturor serviciilor auxiliare utilizării sistemului.
(4)Tariful de transport descris mai sus include şi tariful de dispecerizare şi echilibrare a sistemului naţional de transport.Secţiunea a 2-a Activitatea de înmagazinare subterană
Tarifele pentru activitatea de înmagazinare se stabilesc pentru fiecare operator şi/sau depozit de înmagazinare subterană şi au următoarea structură:
T(ds) = RC(ds) + I(ds) + E(ds),
unde:
T(ds) - tariful de înmagazinare;
RC(ds) - componenta fixă pentru rezervarea capacităţii în depozitul subteran, exprimat în lei/1.000 mc/ciclu complet de înmagazinare;
I(ds) - componenta volumetrică pentru injecţia gazelor naturale în depozitul subteran, exprimat în lei/1.000 mc;
E(ds) - componenta volumetrică pentru extracţia gazelor naturale din depozitul subteran, exprimat în lei/1.000 mc.
Art. 56 a fost modificat de pct. 3 al art. I din DECIZIA nr. 252 din 1 martie 2006, publicată în MONITORUL OFICIAL nr. 207 din 7 martie 2006.
Componenta fixă pentru rezervarea capacităţii în depozitul subteran [RC(ds)] cuantifică costurile fixe, generate de rezervarea de capacitate în depozitul subteran pe durata unui ciclu complet de înmagazinare.
Componenta volumetrică pentru injecţia gazelor naturale în depozitul subteran [I(ds)] cuantifică costurile variabile generate de preluarea gazelor naturale, măsurarea, tratarea şi vehicularea acestora prin facilităţile de suprafaţă şi introducerea în depozitul subteran.
Componenta volumetrică pentru extracţia gazelor naturale din depozitul subteran [E(ds)] cuantifică costurile generate de scoaterea gazelor naturale din depozitul subteran, tratarea, vehicularea şi măsurarea acestora prin facilităţile de suprafaţă şi predarea la transportator şi/sau beneficiar.
Sistemul tarifar pentru activitatea de distribuţie cuprinde tarife diferenţiate pe categorii de consumatori şi sisteme omogene de distribuţie, în funcţie de caracteristicile tehnice şi de regimul de exploatare al fiecărui sistem de distribuţie.
Art. 60 a fost modificat de pct. 1 al art. I din DECIZIA nr. 429 din 25 mai 2005, publicată în MONITORUL OFICIAL nr. 454 din 27 mai 2005.
(1)Tarifele de distribuţie sunt de tip monom şi cuantifică costurile fixe şi variabile legate de realizarea activităţii de distribuţie.
(2)Tarifele de distribuţie se aplică la cantităţile de gaze naturale distribuite.
Art. 61 a fost modificat de pct. 2 al art. I din DECIZIA nr. 429 din 25 mai 2005, publicată în MONITORUL OFICIAL nr. 454 din 27 mai 2005.
Art. 62 a fost abrogat de pct. 3 al art. I din DECIZIA nr. 429 din 25 mai 2005, publicată în MONITORUL OFICIAL nr. 454 din 27 mai 2005.
Preţurile finale reglementate se stabilesc diferenţiat pe categorii de consumatori, pentru fiecare sistem omogen de distribuţie, în funcţie de configuraţia sistemelor prin care se realizează furnizarea gazelor naturale.
Art. 63 a fost modificat de pct. 4 al art. I din DECIZIA nr. 429 din 25 mai 2005, publicată în MONITORUL OFICIAL nr. 454 din 27 mai 2005.
(1)Preţurile finale sunt de tip monom şi cuantifică costurile fixe şi variabile legate de realizarea activităţii de furnizare în regim reglementat.
(2)Preţurile finale reglementate se aplică la cantităţile de gaze naturale furnizate în regim reglementat.
Art. 64 a fost modificat de pct. 5 al art. I din DECIZIA nr. 429 din 25 mai 2005, publicată în MONITORUL OFICIAL nr. 454 din 27 mai 2005.
Art. 65 a fost abrogat de pct. 6 al art. I din DECIZIA nr. 429 din 25 mai 2005, publicată în MONITORUL OFICIAL nr. 454 din 27 mai 2005.
Operatorii licenţiaţi din sectorul gazelor naturale, care desfăşoară activităţi reglementate, sunt obligaţi să organizeze şi să conducă evidenţe ale veniturilor, costurilor şi imobilizărilor corporale şi necorporale pentru fiecare dintre activităţile reglementate pe care le desfăşoară, denumite în continuare evidenţe contabile reglementate - ECR, în conformitate cu principiile şi regulile stabilite de ANRGN.
(1)Evidenţele contabile reglementate - ECR, organizate şi conduse conform principiilor şi regulilor stabilite de ANRGN, sunt distincte de evidenţele contabile statutare organizate şi conduse conform reglementărilor legale în domeniu şi sunt utilizate exclusiv de către operatori şi ANRGN.
(2)În cazul în care regulile şi principiile stabilite de ANRGN pentru organizarea şi conducerea ECR nu conţin prevederi specifice, se aplică regulile generale din standardele internaţionale de contabilitate - IAS.
ECR trebuie să aibă un grad de detaliere care să permită ANRGN cunoaşterea exactă a veniturilor şi a elementelor de costuri pentru fiecare activitate reglementată. În cazul în care este necesar, ANRGN are dreptul să ceară detalierea oricărui element cuprins în ECR.
(1)Operatorii licenţiaţi sunt obligaţi să înainteze ANRGN anual ECR distincte pentru fiecare dintre activităţile reglementate, elaborate în conformitate cu prezentele principii şi reguli.
(2)Formatele ECR sunt stabilite de ANRGN şi se publică în termen de 6 luni de la aprobarea prezentelor criterii şi metode.Secţiunea a 2-a Criterii de clasificare a costurilor
Alocarea costurilor între activităţile reglementate are la bază următoarele principii:
a)cauzalitatea - costurile sunt atribuite în concordanţă cu activitatea care le determină;
b)obiectivitatea - costurile sunt atribuite pe baze obiective, fără a se urmări un interes ori obţinerea unui beneficiu nemeritat al companiei reglementate sau al oricărei alte companii sau organizaţii;
c)transparenţa - regulile prin care costurile sunt atribuite pe activităţi sunt transparente şi permit identificarea costurilor atribuite fiecărei activităţi;
d)continuitatea - regulile prin care costurile sunt atribuite pe activităţi sunt aplicate constant în timp; regulile pot fi modificate numai în situaţiile în care această modificare este expres necesară şi justificată.
Sunt considerate costuri operaţionale (OPEX) toate costurile care sunt generate de activitatea curentă a operatorului şi pe care acesta nu le-ar suporta dacă activitatea ar fi desfăşurată de un terţ.
Costurile operaţionale (OPEX) includ:
a)cheltuielile cu materiile prime, materialele, altele asemenea;
b)cheltuielile cu energia, combustibilii, apa;
c)consumul tehnologic, calculat conform normelor, normativelor şi/sau altor reglementări legale în vigoare;
d)cheltuielile cu personalul - salariile, prime şi alte drepturi acordate conform contractului colectiv de muncă;
e)cheltuielile cu întreţinerea, verificarea şi reparaţiile curente, realizate în regie proprie sau de către terţi; cheltuielile pentru înlocuirea unor părţi sau componente ale activelor imobilizate, neamortizate integral conform regulilor privind amortizarea reglementată, dacă prin înlocuire nu se realizează modernizarea, creşterea capacităţii şi/sau a siguranţei în funcţionare ori prelungirea duratei de viaţă a respectivului activ imobilizat;
f)alte cheltuieli administrative generale;
g)cheltuielile de reclamă, publicitate, sponsorizare, acţiuni sociale, altele asemenea, în limita de deductibilitate la calculul impozitului pe profit;
h)cheltuielile cu despăgubiri, penalităţi sau altele asemenea datorate pentru nerespectarea unor clauze contractuale ce se înscriu în standardul de performanţă al activităţii reglementate. Costurile de această natură se includ numai după elaborarea standardelor de performanţă specifice;
i)cheltuielile pentru exploatarea conductelor de transport şi/sau de distribuţie, aflate în proprietatea terţilor, de natura celor menţionate la lit. a)-h).
Nu se includ în costurile operaţionale (OPEX):
a)orice costuri generate de racordarea, branşarea şi debranşarea consumatorilor;
b)contribuţiile la fondul de sănătate, la fondurile speciale, altele de aceeaşi natură, aferente fondului de salarii;
c)taxe, impozite, contribuţiile la fonduri speciale şi altele asemenea stabilite conform reglementărilor legale în vigoare;
d)redevenţele pentru concesionarea bunurilor aflate în proprietatea publică a statului;
e)redevenţele prevăzute în contractele de concesionare a serviciului de distribuţie şi/sau a bunurilor aferente, chiriile prevăzute în contractele de închiriere a bunurilor ce alcătuiesc reţelele de distribuţie, precum şi taxele locale stabilite de autorităţi pentru realizarea serviciilor de distribuţie;
f)amortizarea imobilizărilor corporale şi necorporale;
g)cheltuielile financiare şi extraordinare;
h)costurile pentru achiziţia gazelor naturale destinate revânzării, în cazul activităţii de furnizare reglementată, inclusiv costurile serviciilor aferente şi impozitul pentru gazele naturale din producţia internă.
(1)Costurile de capital (CAPEX) includ costurile legate de:
a)dobândirea imobilizărilor corporale şi necorporale;
b)modernizarea, creşterea capacităţii şi/sau a siguranţei în funcţionare a imobilizărilor corporale;
c)prelungirea duratei de viaţă tehnică şi economică iniţială;
d)înlocuirea imobilizărilor corporale integral amortizate conform regulilor privind amortizarea reglementată;
e)înlocuirea activelor imobilizate, neamortizate integral, calculate ca diferenţă între valoarea noului activ şi valoarea neamortizată a activului înlocuit, conform regulilor privind amortizarea reglementată, dacă prin înlocuire se realizează modernizarea, creşterea capacităţii şi/sau a siguranţei în funcţionare sau prelungirea duratei de viaţă a respectivului activ imobilizat;
f)asigurarea pernei de gaze, în cazul activităţii de înmagazinare, respectiv cu asigurarea zestrei conductelor, în cazul activităţilor de transport şi de tranzit.
(2)De asemenea, sunt incluse în costuri de capital (CAPEX) următoarele:
a)dobânzile, comisioanele bancare şi diferenţele de curs valutar aferente creditelor pentru finanţarea imobilizărilor corporale şi necorporale puse în funcţiune, dacă nu sunt incluse în valoarea iniţială a acestora;
b)capitalul de lucru;
c)provizioanele constituite pentru riscul de neîncasare a creanţelor comerciale rezultate din desfăşurarea activităţii reglementate, care au depăşit termenul legal de prescriere;
d)provizioanele constituite pentru refacerea mediului, în limita recunoscută la calculul impozitului pe profit, conform prevederilor legale.
În imobilizările corporale şi necorporale sunt incluse:
a)constituirea societăţii;
b)dobândirea mărcilor, brevetelor, concesiunilor, licenţelor şi a altor valori similare fondului comercial;
c)terenurile;
d)construcţiile, instalaţiile tehnice, maşinile, utilajele, mobilierul şi altele asemenea;
e)în cazul activităţii de distribuţie, cheltuielile pentru racordarea sistemului de distribuţie la sistemul de transport; în ECR acestea sunt considerate imobilizări necorporale.
Nu sunt considerate costuri de capital (CAPEX):
a)în cazul activităţii de transport, imobilizările corporale reprezentând instalaţiile de racordare la sistemul de transport, cu excepţia contoarelor/echipamentelor şi/sau sistemelor de măsurare;
b)în cazul activităţii de distribuţie, imobilizările corporale reprezentând branşamentele, cu excepţia contoarelor/echipamentelor şi/sau sistemelor de măsurare;
c)avansurile, imobilizările corporale şi necorporale în curs;
d)imobilizările financiare;
e)cheltuielile pentru înlocuirea unor părţi sau componente ale imobilizărilor corporale, neamortizate integral conform regulilor privind amortizarea reglementată, dacă prin înlocuire nu se realizează modernizarea, creşterea capacităţii şi/sau a siguranţei în funcţionare ori prelungirea duratei de viaţă a respectivului activ imobilizat.
Valoarea avansurilor, imobilizărilor corporale şi necorporale în curs şi costurile financiare aferente acestora se actualizează anual cu rata inflaţiei şi se includ în costurile de capital (CAPEX) la data punerii în funcţiune a imobilizărilor corporale, respectiv la data recepţiei finale a imobilizărilor necorporale.
Activitatea de transport
Costurile totale recunoscute de ANRGN la calculul venitului de bază se alocă în costuri fixe şi costuri variabile.
Costurile fixe reflectă cheltuielile legate de capacitatea de transport, care nu depind de cantităţile transportate, şi acoperă amortizarea imobilizărilor corporale şi necorporale ale sistemului de transport, cheltuielile legate direct de continuitatea în funcţionare şi menţinerea securităţii în operare a sistemului de transport, precum şi o parte din cheltuielile generale legate de administrarea acestuia.
(1)Alocarea costurilor fixe între punctele de intrare tarifate şi punctele de ieşire tarifate se face proporţional cu costurile de capital implicate de dezvoltarea capacităţii de transport în aceste puncte şi cu poziţia particulară a fiecărui punct tarifat în raport cu fluxurile efective de gaze în sistem.
(2)Costurile fixe care nu sunt identificate ca depinzând de capacităţi şi/sau de poziţia particulară a fiecărui punct tarifat în raport cu fluxul de gaze considerat în sistemul de transport se alocă proporţional tuturor punctelor tarifate.
(1)Costurile de capital realizate în mod necesar şi în condiţii de eficienţă, potrivit informaţiilor disponibile la data la care au fost realizate, dar care în prezent nu mai pot fi integral recuperate din motive obiective şi independente de operatorul sistemului de transport vor fi alocate proporţional tuturor punctelor de intrare tarifate şi, respectiv, punctelor de ieşire tarifate.
(2)Alocarea realizată în condiţiile alin. (1) se face fără să afecteze diferenţierea costurilor fixe, generată de gradul de utilizare a capacităţilor şi de poziţia particulară a fiecărui punct tarifat în sistemul de transport.
Costurile variabile reflectă cheltuielile legate de utilizarea sistemului de transport şi depind de cantităţile efectiv transportate. Costurile variabile se alocă egal întregii cantităţi transportate, indiferent de punctul de intrare tarifat şi punctul de ieşire tarifat prin care aceste cantităţi intră în sau ies din sistemul de transport.
Activitatea de înmagazinare
Costurile totale recunoscute de ANRGN la calculul venitului de bază pentru fiecare depozit de înmagazinare subterană se alocă în costuri fixe şi costuri variabile.
Art. 83 a fost modificat de pct. 4 al art. I din DECIZIA nr. 252 din 1 martie 2006, publicată în MONITORUL OFICIAL nr. 207 din 7 martie 2006.
(1)Costurile fixe reflectă cheltuielile legate de dezvoltarea capacităţii de înmagazinare subterană, care nu depind de cantităţile înmagazinate, şi acoperă amortizarea imobilizărilor corporale şi necorporale ale sistemului de înmagazinare, cheltuielile legate direct de continuitatea în funcţionare şi menţinerea securităţii în operare a sistemului de înmagazinare, precum şi o parte din cheltuielile generale legate de administrarea acestuia.
(2)Costurile fixe se alocă în funcţie de capacitatea utilizabilă a depozitului subteran.
(1)Costurile variabile reflectă cheltuielile legate de utilizarea sistemului de înmagazinare şi depind de cantităţile efectiv înmagazinate.
(2)Costurile variabile directe se alocă în costuri aferente injecţiei şi costuri aferente extracţiei gazelor naturale în şi din depozitul subteran.
(3)Costurile variabile ce nu pot fi atribuite direct injecţiei sau extracţiei gazelor naturale în şi din depozitul subteran se alocă egal între cele două etape ale ciclului de înmagazinare.
Activitatea de distribuţie
Costurile totale recunoscute de ANRGN la calculul venitului de bază se alocă în costuri fixe şi costuri variabile.
Costurile fixe reflectă cheltuielile legate de capacitatea de distribuţie, care nu depind de cantităţile distribuite, şi acoperă amortizarea imobilizărilor corporale şi necorporale ale sistemului de distribuţie, cheltuielile legate direct de continuitatea în funcţionare şi menţinerea securităţii în operare a sistemului de distribuţie, precum şi o parte din cheltuielile generale legate de administrarea acestuia.
(1)Alocarea costurilor fixe între categoriile de consumatori se face proporţional cu costurile de capital implicate de dezvoltarea capacităţii de distribuţie pentru fiecare categorie şi reflectă factorul de sarcină orar al capacităţii rezervate în sistemul de distribuţie, specific fiecărei categorii de consumatori.
(2)Factorul de sarcină orar al capacităţii rezervate în sistemul de distribuţie este calculat ca raport între consumul anual şi debitul instalat caracteristic fiecărei categorii de consumatori şi reprezintă numărul de ore ce ar fi necesar pentru a prelua întregul consum anual la debitul instalat, conform formulei:
Q(anual)
Nd = ──────────,
Q[h(max)]
în care:
Q(anual) - volumul consumat anual, determinat statistic pentru o perioadă de cel mult 5 ani;
Q[h(max)] - debitul instalat, exprimat în mc/h.
Costurile de capital realizate în mod necesar şi în condiţii de eficienţă potrivit informaţiilor disponibile la data la care au fost realizate, dar care în prezent nu mai pot fi integral recuperate din motive obiective şi independente de operatorul sistemului de distribuţie, vor fi alocate proporţional tuturor categoriilor de consumatori, fără să se afecteze diferenţierea dintre acestea.
Costurile variabile reflectă cheltuielile legate de utilizarea sistemului de distribuţie şi depind de cantităţile efectiv distribuite. Costurile variabile se alocă egal întregii cantităţi distribuite.
Activitatea de furnizare reglementată
Costurile totale recunoscute de ANRGN la calculul venitului de bază se alocă în costuri fixe şi costuri variabile.
Costurile fixe reflectă cheltuielile legate de administrarea contractelor de furnizare, care nu depind de cantităţile comercializate, şi acoperă amortizarea imobilizărilor corporale şi necorporale utilizate în activitatea de furnizare reglementată şi o parte din cheltuielile generale de administrare.
(1)Costurile fixe se alocă pe categorii de consumatori, invers proporţional cu gradul de uniformitate al consumului de gaze naturale specific fiecărei categorii de consumatori şi numărul de consumatori finali din fiecare categorie.
(2)Gradul de uniformitate al consumului de gaze naturale se determină ca raport între vârful de consum şi consumul mediu zilnic al categoriei de consumatori, pentru un an mediu, determinat statistic.
Costurile variabile reflectă cheltuielile care depind de cantităţile efectiv furnizate şi se alocă egal întregii cantităţi.
În situaţia în care un operator desfăşoară simultan servicii reglementate şi nereglementate, costurile implicate de prestarea de servicii între cele două activităţi vor fi tratate conform următoarelor principii:
a)costul considerat pentru un serviciu prestat de activitatea reglementată pentru activitatea nereglementată va fi cel mai mare dintre costul contabil integral şi preţul pe piaţă la data tranzacţiei;
b)costul considerat pentru un serviciu prestat de activitatea nereglementată pentru activitatea reglementată va fi cel mai mic dintre costul contabil integral şi preţul pe piaţă la data tranzacţiei.
În situaţia în care un operator desfăşoară simultan servicii reglementate şi nereglementate, costurile implicate de transferul de active imobilizate între cele două activităţi vor fi tratate conform următoarelor principii:
a)valoarea activului transferat de la activitatea reglementată la activitatea nereglementată va fi cea mai mare dintre costul contabil integral şi preţul pe piaţă la data tranzacţiei;
b)valoarea activului transferat de la activitatea nereglementată la activitatea reglementată va fi cel mai mic dintre costul contabil integral şi preţul pe piaţă la data tranzacţiei.Secţiunea a 3-a Criterii de respingere a costurilor
Analiza costurilor se desfăşoară pe baza ECR estimate pentru primul an al perioadei de reglementare, pentru fiecare activitate reglementată, pusă la dispoziţia ANRGN de operatori.
O dată cu prezentarea ECR estimate pentru primul an al fiecărei perioade de reglementare, operatorii prezintă şi ECR pentru ultimul an de activitate, anterior perioadei de reglementare pentru care se fundamentează venitul de bază, cu excepţia operatorilor nou-licenţiaţi.
ANRGN are dreptul să solicite operatorilor informaţii suplimentare, inclusiv detalierea şi justificarea oricăror elemente din ECR.
(1)Nu sunt recunoscute următoarele costuri:
1.în cadrul costurilor operaţionale (OPEX):
a)costurile care nu se includ în costurile operaţionale (OPEX), conform art. 73;
b)amenzile, penalităţile şi majorările de întârziere pentru neplata în termen a obligaţiilor către bugetul de stat, bugetul asigurărilor sociale, fonduri speciale, bugete locale;
c)penalităţile şi majorările de întârziere pentru nerambursarea în termen a împrumuturilor;
d)cheltuielile cu despăgubiri, penalităţi sau altele asemenea rezultând din standardul de performanţă, care depăşesc limita recunoscută de ANRGN;
e)penalităţile, majorările de întârziere la plată şi/sau daunele-interese pentru nerespectarea clauzelor contractuale faţă de furnizori sau prestatorii de servicii;
f)provizioanele de orice natură;
2.în cadrul costurilor de capital (CAPEX):
a)costurile care nu se includ în costurile de capital (CAPEX), conform art. 76;
b)valoarea neamortizată a imobilizărilor corporale şi necorporale, casate sau cedate terţilor ori către activităţile nereglementate ale operatorului, calculată conform regulilor ANRGN;
c)provizioanele de orice natură, cu excepţia provizioanelor prevăzute la art. 74 alin. (2) lit. c) şi d);
d)cheltuieli de natura costurilor de capital (CAPEX) efectuate la bunurile din domeniul public al statului sau al autorităţilor locale, finanţate din surse bugetare, concesionate sau închiriate, cu excepţia investiţiilor efectuate la aceste bunuri pe durata concesionării sau închirierii;
e)cheltuielile de natura costurilor de capital (CAPEX) efectuate la bunurile aparţinând domeniului privat al statului sau autorităţilor locale, unor terţe persoane fizice şi/sau juridice, dacă pentru aceasta nu există temeiuri legale, acorduri şi/sau contracte pentru concesionarea, închirierea ori preluarea în exploatare a capacităţilor.
3.în cadrul costurilor preluate direct (CPD) nu sunt recunoscute accizele plătite de către operatorii din sectorul gazelor naturale.
Pct. 3 al alin. (1) al art. 100 a fost introdus de pct. 3 al art. I din DECIZIA nr. 1.250 din 13 noiembrie 2006, publicată în MONITORUL OFICIAL nr. 936 din 20 noiembrie 2006.
(2)Pentru bunurile pentru care nu sunt recunoscute costuri de capital nu sunt recunoscute amortizări.
(1)ANRGN are dreptul să refuze operatorilor recunoaşterea unor costuri sau părţi din acestea, altele decât cele menţionate anterior, care nu au fost efectuate într-o manieră prudentă, având în vedere condiţiile şi informaţiile disponibile la data când acestea au fost efectuate.
(2)În scopul promovării concurenţei pe piaţa gazelor naturale, în situaţii temeinic justificate, operatorii reglementaţi pot solicita ANRGN, la fundamentarea venitului de bază, aplicarea unor metode flexibile de recuperare a costurilor recunoscute de prezentele criterii şi metode.
Art. 101 a fost modificat de pct. 4 al art. I din DECIZIA nr. 1.250 din 13 noiembrie 2006, publicată în MONITORUL OFICIAL nr. 936 din 20 noiembrie 2006.
Refuzul costurilor, în condiţiile art. 101, va fi justificat de ANRGN, care este obligată să explice motivele pentru care un astfel de cost nu a fost efectuat în mod prudent şi să dea detalii asupra modului în care operatorii trebuie să efectueze aceste costuri pentru a fi considerate prudente.
Orice cost care nu este refuzat de ANRGN este considerat permis şi recunoscut.
La înaintarea ECR către ANRGN, operatorii au obligaţia de a prezenta şi un raport de audit al acesteia, raport întocmit de un auditor extern autorizat.
Alegerea auditorului este la latitudinea operatorului, auditorul având însă obligaţia să depună la ANRGN o scrisoare de angajament privind auditarea cu bună-credinţă, în mod independent şi în conformitate cu practicile curente şi regulile ANRGN, a ECR.
ANRGN are dreptul să ceară, pe propria cheltuială, un audit separat al ECR, operatorul fiind obligat să asigure auditorului ales de ANRGN accesul la toate datele, evidenţele şi informaţiile necesare. Un exemplar al raportului întocmit de auditorul numit de ANRGN aparţine de drept operatorului.
Baza de active reglementate (RAB) reflectă valoarea netă a imobilizărilor corporale şi necorporale prudent efectuate, necesare desfăşurării activităţii reglementate, şi capitalul de lucru, inclusiv provizioanele prevăzute la art. 74 alin. (2) lit. c) şi d).
Determinarea valorii iniţiale a RAB(0), utilizată la calculul venitului de bază aferent primei perioade de reglementare, se realizează prin metoda reconstituirii valorii nete a activelor reglementate.
În situaţia în care reconstituirea valorii nete a activelor reglementate nu este posibilă sau este susceptibilă de a nu se realiza corect, având în vedere situaţia economică generală din perioada analizată (perioade cu inflaţie ridicată, modificări succesive ale legislaţiei contabile şi/sau referitoare la regimul amortizărilor etc.), modificări ale statutului operatorilor (restructurări, divizări, fuziuni etc.), determinarea valorii iniţiale a RAB(0), utilizată pentru calculul venitului de bază al primei perioade de reglementare, se realizează prin metoda RAB implicit.
Valoarea iniţială a RAB(0) utilizată la calculul venitului de bază aferent primei perioade de reglementare, determinată pe baza uneia dintre metodele prezentate, nu acoperă capitalul de lucru şi nici provizioanele recunoscute de ANRGN drept costuri de capital (CAPEX).
Metoda constă în:
a)inventarierea fizică a activelor reglementate;
b)reconstituirea evidenţelor contabile ale activităţii reglementate ale operatorilor, de la înfiinţarea acestora şi până la zi;
c)reconstituirea veniturilor reglementate încasate de companie în respectiva perioadă de timp;
d)compararea costurilor actuale ale operatorului (determinate utilizându-se formula de calcul descrisă la determinarea venitului de bază) cu veniturile reconstituite.
În situaţia în care veniturile reconstituite depăşesc costurile actuale ale operatorului pentru o perioadă echivalentă, surplusul va fi considerat ca amortizare accelerată, iar în situaţia inversă, deficitul va fi considerat amortizare nerealizată. Diferenţa rezultată se alocă proporţional imobilizărilor corporale şi necorporale reglementate, la valoarea contabilă netă a acestora.
Principiile metodei RAB(0) implicit sunt:
a)oricărui tarif reglementat îi corespunde un anumit nivel al RAB;
b)tarifele reglementate sunt justificate şi acoperă cheltuielile operaţionale (OPEX), amortizarea şi cheltuielile de capital (CAPEX);
c)tratament neutru faţă de companii, nici un operator nu câştigă şi nici unul nu pierde venituri faţă de situaţia anterioară aplicării prezentei metodologii;
d)diferenţierea tarifelor reglementate pe operatori, în funcţie de un nivel rezonabil al acestora, determinat de comun acord de ANRGN şi fiecare dintre operatori, având în vedere tarifele curente şi cele estimate pentru viitor.
Metoda constă în:
a)determinarea de către ANRGN, de comun acord cu operatorul, a unui nivel rezonabil al tarifelor pentru activitatea reglementată pentru anul de bază al primei perioade de reglementare;
b)determinarea costurilor operaţionale (OPEX) ale activităţii reglementate pentru anul de bază al primei perioade de reglementare;
c)calculul costului mediu ponderat al capitalului (WACC), pentru prima perioadă de reglementare;
d)durata medie rămasă de amortizare a imobilizărilor corporale şi necorporale reglementate.
(1)Formulele de calcul sunt următoarele:
VB(0) - OPEX(0)
RAB(0) = ────────────────,
1
RoR + ────
n(0)
unde:
RAB(0) - valoarea implicită a RAB, reflectată în tarif;
VB(0) - venitul de bază, determinat pentru primul an al perioadei de reglementare;
OPEX(0) - valoarea cheltuielilor de exploatare;
RoR - rata reglementată a rentabilităţii, stabilită de ANRGN pentru fiecare activitate reglementată, la începutul primei perioade de reglementare;
n(0) - durata tehnică şi economică rămasă pentru amortizarea reglementată a imobilizărilor corporale şi necorporale care constituie RAB(0) la începutul primei perioade de reglementare;
şi
VB(0) = Q x T,
unde:
Q - cantitatea pentru care se aplică tariful reglementat;
T - tariful determinat de ANRGN, de comun acord cu operatorul, pentru anul de bază al primei perioade de reglementare.
(2)Valoarea RAB(0) implicit reflectată în tarif, determinată conform metodei prezentate, se alocă imobilizărilor corporale şi necorporale reglementate, proporţional cu valoarea contabilă netă a acestora.
Pentru următoarele perioade de reglementare, determinarea valorii RABn(0), utilizată la calculul venitului de bază, se face cu următoarea formulă:
RABn(0) = RABn-1(0) x (1RIc ) -ΣDn-1 + ΣINVn-1 + Delta(clpn),
unde:
RABn(0) - valoarea RAB(0) pentru perioada de reglementare "n";
RABn-1(0) - valoarea RAB(0) pentru perioada de reglementare "n-1";
RI(c) - rata cumulată a inflaţiei în perioada de reglementare "n-1";
ΣDn-1 - amortizarea reglementată cumulată în perioada de reglementare "n-1";
ΣINVn-1 - valoarea reglementată cumulată a investiţiilor puse în funcţiune în perioada de reglementare "n-1", reflectată în ECR; valoarea cumulată se calculează prin însumarea valorii investiţiilor anuale, actualizată cu rata cumulată a inflaţiei, corespunzătoare anului punerii în funcţiune;
Delta(clpn) - sumele necesare pentru corectarea capitalului de lucru şi a provizioanelor recunoscute de ANRGN drept costuri de capital (CAPEX).
Imobilizările corporale şi necorporale incluse în baza activelor reglementate se amortizează conform următoarelor reguli:
a)valoarea imobilizărilor corporale şi necorporale, care se supun amortizării în regim reglementat, este cea rezultată din aplicarea metodelor de calcul al RAB;
b)metoda de amortizare utilizată este cea lineară.
(1)Amortizarea anuală considerată la fundamentarea veniturilor reglementate, denumită în continuare amortizare reglementată, se calculează astfel:
a)în cazul utilizării metodei reconstituirii valorii nete a bazei de active reglementate, prin împărţirea valorii astfel rezultate pentru fiecare categorie de imobilizări la durata tehnică şi economică de viaţă rămasă aferentă;
b)în cazul utilizării metodei RAB(0) implicit, prin împărţirea valorii astfel rezultate pentru fiecare categorie de imobilizări la durata tehnică şi economică rămasă - n(0), utilizată în formula descrisă la art. 118 alin. (1). Valoarea n(0) este unică pentru toate imobilizările existente la data determinării RAB(0) implicit;
c)pentru imobilizările corporale şi necorporale puse în funcţiune după începutul primei perioade de reglementare, prin împărţirea valorii reglementate a acestora la duratele reglementate de amortizare.
(2)Duratele reglementate de amortizare a imobilizărilor corporale şi necorporale puse în funcţiune după începerea primei perioade de reglementare, precum şi durata tehnică şi economică rămasă - n(o) pentru calculul amortizării reglementate pentru imobilizările corporale şi necorporale incluse în valoarea RAB(o) implicit vor fi făcute publice de către ANRGN în termen de două luni de la aprobarea prezentelor criterii şi metode.
Rata reglementată a rentabilităţii (RoR) se determină pentru fiecare activitate şi perioadă de reglementare şi reflectă costurile de capital implicate de realizarea activităţii reglementate într-o manieră prudentă, având în vedere condiţiile curente ale pieţei de capital.
(1)Rata reglementată a rentabilităţii (RoR) este stabilită în termeni reali, înainte de impozitul pe profit. Calculul acesteia porneşte de la costul mediu ponderat al capitalului (WACC), determinat în termeni nominali, după impozitul pe profit.
(2)Formula utilizată de ANRGN, prin care WACC (calculat în termeni nominali, după impozitul pe profit) este transformat în RoR (stabilit în termeni reali, înainte de impozitare), asigură recuperarea integrală a capitalului investit.
Formula de calcul al costului mediu ponderat al capitalului (WACC) este următoarea:
D D
WACC = ──── x C(d) x (1-TP) + (1- ────) x C(cp),
CP+D CP+D
unde:
D/(CP+D) - ponderea estimată a datoriilor în structura financiară;
D - datoriile purtătoare de dobânzi, majorări de întârziere, penalităţi sau altele asemenea, la valoarea de piaţă;
CP - capitalul propriu, estimat la valoarea de piaţă;
C(d) - costul datoriilor, estimat în termeni nominali, înainte de impozitare;
C(cp) - costul capitalului propriu, estimat în termeni nominali, după impozitare;
TP - rata estimată a impozitului pe profit pentru activitatea reglementată.
WACC se determină pentru fiecare activitate reglementată şi reflectă costul acestuia pentru un operator de referinţă, care desfăşoară exclusiv activitatea reglementată, în condiţiile de piaţă şi de reglementare existente în România.
(1)Estimarea structurii financiare a operatorului de referinţă are în vedere structura financiară a companiilor existente pe piaţa gazelor naturale, care desfăşoară activităţi similare, şi optimizarea acestei structuri pentru a reduce costurile de capital.
(2)La estimarea structurii financiare a operatorului de referinţă sunt analizate structuri financiare ale unor companii străine, utilizate drept comparatori, care îndeplinesc următoarele condiţii:
–sunt cotate public;
–au activitatea reglementată ca activitate principală;
–funcţionează într-un sistem de reglementare asemănător celui românesc.
(1)Costul datoriei pentru perioada de reglementare, estimat în termeni nominali, înainte de impozitare, reflectă câştigurile generate de investiţiile în activele fără risc şi primele de risc specifice activităţii reglementate, observate la comparatori. Pentru calculul costului datoriei sunt considerate active fără risc obligaţiunile emise de statul român pe pieţele de capital.
(2)Costul capitalului propriu pentru perioada de reglementare, estimat în termeni nominali, după impozitare, se determină utilizându-se modelul de calcul al rentabilităţii unui activ pe piaţa de capital (CAPM). Costul capitalului propriu reflectă câştigurile generate de investiţiile în activele fără risc, tranzacţionate pe pieţele de capital, precum şi primele de risc specifice pieţei româneşti.
Formulele de calcul şi de echivalare, precum şi activele fără risc considerate în determinarea WACC se fac publice de către ANRGN cu cel puţin 3 luni înaintea fiecărei perioade de reglementare.
Art. 125 a fost modificat de pct. 5 al art. I din DECIZIA nr. 1.250 din 13 noiembrie 2006, publicată în MONITORUL OFICIAL nr. 936 din 20 noiembrie 2006.
Formulele de ajustare a veniturilor reglementate, prezentate distinct pentru fiecare activitate reglementată, conţin factori comuni şi factori specifici activităţilor reglementate, după cum urmează:
1.factorii comuni:
a)rata inflaţiei - RI;
b)rata de creştere a eficienţei activităţii reglementate - Xt,ds,d,fr;
c)costuri neprevăzute la estimarea veniturilor de bază, determinate de factori imprevizibili, externi şi în afara controlului operatorului - CEt,ds,d,fr;
d)modificarea costurilor preluate direct în veniturile de bază, determinate de factori externi şi în afara controlului operatorului - DeltaCSt,ds,d,fr;
2.factorii specifici:
a)cantitatea totală de gaze naturale transportată, în cazul venitului reglementat total pentru activitatea de transport;
b)cantitatea totală de gaze naturale înmagazinată, în cazul venitului reglementat total pentru activitatea de înmagazinare subterană;
c)elementele generatoare de costuri - EGCd,fr - în cazul venitului reglementat unitar pentru activităţile de distribuţie şi de furnizare reglementată.
Rata de creştere a eficienţei activităţii reglementate - Xt,ds,d,fr
(1)Rata de creştere a eficienţei activităţii reglementate reflectă estimările ANRGN privind îmbunătăţirea performanţelor economice ale operatorilor pe parcursul timpului. Termenul X al formulelor de ajustare reflectă rata anuală estimată a creşterii eficienţei activităţii reglementate şi asigură o cedare a sporurilor de eficienţă economică realizate de fiecare operator către consumatori.
(2)Rata de creştere a eficienţei activităţii reglementate se determină la începutul fiecărei perioade de reglementare, pentru fiecare activitate reglementată şi pentru fiecare operator. Pe parcursul perioadei de reglementare aceasta rămâne nemodificată.
(1)Câştigurile de eficienţă economică ale activităţii reglementate se determină individualizat la nivelul fiecărui operator, utilizându-se metodele descrise în continuare:
a)extrapolarea ratei de creştere a eficienţei economice obţinute pe seama productivităţii realizate pe termen lung în sector, la care se adaugă un factor de elasticitate ce reflectă situaţia specifică a fiecărui operator;
b)analiza tehnică detaliată a costurilor de operare şi de capital estimate ale operatorilor, care să evidenţieze economiile suplimentare de costuri ce pot fi obţinute de operator.
(2)La stabilirea ratei de creştere a eficienţei activităţii reglementate - X, pentru fiecare operator, se au în vedere:
a)câştigurile de eficienţă economică puse în evidenţă prin metodele prezentate şi determinate de creşterea performanţelor managementului operatorului;
b)rata de creştere a eficienţei economice la nivelul industriei de profil şi al economiei naţionale;
c)reţinerea integrală de către operator a câştigurilor de eficienţă economică din investiţii.
În prima perioadă de reglementare rata de creştere a eficienţei activităţii reglementate este zero pentru toate activităţile şi toţi operatorii.
Rata inflaţiei
(1)Rata inflaţiei, considerată la ajustarea veniturilor reglementate, este cea estimată la fundamentarea bugetului de stat pentru anul din perioada de reglementare pentru care se ajustează venitul reglementat.
(2)Diferenţele de venituri înregistrate datorită variaţiei ratei inflaţiei faţă de nivelul considerat se includ în formulele de ajustare a veniturilor reglementate în componenta - CEt,ds,d,fr.
Costurile neprevăzute - CEt,ds,d,fr
(1)Costurile neprevăzute la estimarea veniturilor de bază, determinate de factori imprevizibili, externi şi în afara controlului operatorului, includ costurile generate de evenimente imprevizibile (de exemplu: forţa majoră, noi taxe şi/sau impozite, altele asemenea).
(2)Costurile neprevăzute se analizează caz cu caz şi se recuperează prin veniturile reglementate în următorul an de reglementare, prin componenta - CEt,ds,d,fr, conform formulei:
CEt,ds,d,fr(i) = (1 + RoR) x CEt,ds,d,fr(i-1)
(3)În situaţia în care costurile neprevăzute induc creşteri semnificative în nivelul veniturilor reglementate, ANRGN poate decide eşalonarea recuperării lor pe mai mult de un an, cu indexarea anuală a sumelor nerecuperate.
Modificarea costurilor preluate direct - DeltaCSt,ds,d,fr
(1)Costurile preluate direct reprezintă costuri pe care operatorul nu le poate controla, dar pe care este necesar să le realizeze pentru desfăşurarea activităţii reglementate. Aceste costuri se identifică la fundamentarea venitului de bază şi se includ integral în acesta.
(2)Sunt considerate costuri preluate direct cheltuielile de natura taxelor, impozitelor, taxele de licenţă, altele asemenea, precum şi cheltuielile cu serviciile reglementate pe care operatorii le realizează în desfăşurarea activităţii pentru care se determină venitul de bază.
(3)Diferenţele dintre costurile preluate direct efectiv realizate şi cele estimate la fundamentarea venitului de bază se includ în componenta de modificare a costurilor preluate direct - DeltaCSt,ds,d,fr şi se recuperează prin veniturile reglementate în anul următor, conform formulei:
DeltaCSt,ds,d,fr(i-1) = (1 + RoR) x [CSt,ds,d,fr(i-1) -
CSt,ds,d,fr (realizat)]
Elementele generatoare de costuri - EGCd,fr
Elementele generatoare de costuri - EGCd,fr reprezintă factorii externi operatorilor care, prin evoluţia lor, determină variaţii ale costurilor acestora, existând o legătură de cauzalitate directă, continuă şi constantă între evoluţia lor şi a costurilor operatorilor.
(1)Elementele generatoare de costuri se utilizează pentru actualizarea veniturilor reglementate unitare, includerea lor în formulele de ajustare fiind condiţionată de îndeplinirea următoarelor cerinţe:
a)să nu fie sub controlul operatorilor;
b)să fie uşor identificabile şi măsurabile;
c)să reflecte un grad ridicat de generalitate la nivelul activităţii reglementate pentru care sunt utilizate;
d)să existe o relaţie obiectivă de cauzalitate faţă de costurile fundamentale.
(2)Identificarea elementelor generatoare de costuri şi cuantificarea influenţei fiecăruia dintre acestea în costurile operatorilor se fac pe baze statistice şi se reflectă într-o formulă de ponderare.
(3)Formula se stabileşte la începutul fiecărei perioade de reglementare, pentru fiecare activitate reglementată şi pentru fiecare operator.
Contravaloarea serviciilor de transport prestate unui utilizator al sistemului de transport se facturează lunar şi se determină cu următoarea formulă:
VTt = RC(ti) x CR(ti) x n(hi) + RC(te) x CR(te) x n(he) + V(t) x Q,
unde:
VT(t) - valoarea totală a facturii, exclusiv T.V.A., reprezentând contravaloarea serviciului de transport, exprimată în lei;
RC(ti) - componenta fixă pentru rezervarea capacităţii în punctul de intrare tarifat, exprimată în lei/1.000 mc/h;
CR(ti) - capacitatea rezervată în punctul de intrare tarifat, exprimată în 1.000 mc/h;
n(hi) - numărul de ore din perioada de facturare, pentru care este rezervată capacitatea în punctul de intrare tarifat;
RC(te) - componenta fixă pentru rezervarea capacităţii în punctul de ieşire tarifat, exprimată în lei/1.000 mc/h;
CR(te) - capacitatea rezervată în punctul de ieşire tarifat, exprimată în 1.000 mc/h;
n(he) - numărul de ore din perioada de facturare, pentru care este rezervată capacitatea în punctul de ieşire tarifat;
V(t) - componenta volumetrică pentru utilizarea sistemului de transport, exprimată în lei/1.000 mc;
Q - cantitatea transportată în perioada de facturare, exprimată în 1.000 mc.
(1)În situaţia în care utilizatorul sistemului care a rezervat capacitate în punctul de intrare tarifat este diferit de utilizatorul sistemului care a rezervat capacitate în punctul de ieşire tarifat, facturarea contravalorii serviciilor de transport se realizează astfel:
1.pentru utilizatorul sistemului care a rezervat capacitate în punctul de intrare tarifat:
VTt(i) = RC(ti) x CR(ti) x n(hi) + V(t) x Q,
unde:
VTt(i) - valoarea totală a facturii, exclusiv T.V.A., reprezentând contravaloarea serviciului de transport, exprimată în lei;
RC(ti) - componenta fixă pentru rezervarea capacităţii în punctul de intrare tarifat, exprimată în lei/1.000 mc/h;
CR(ti) - capacitatea rezervată în punctul de intrare tarifat, exprimată în 1.000 mc/h;
n(hi) - numărul de ore din perioada de facturare, pentru care este rezervată capacitatea în punctul de intrare tarifat;
V(t) - componenta volumetrică pentru utilizarea sistemului de transport, exprimată în lei/1.000 mc;
Q - cantitatea injectată în sistemul de transport, în perioada de facturare, exprimată în 1.000 mc;
2.pentru utilizatorul sistemului care a rezervat capacitate în punctul de ieşire tarifat;
VTt(e) = RC(te) x CR(te) x n(he),
unde:
VTt(e) - valoarea totală a facturii, exclusiv T.V.A., reprezentând contravaloarea serviciului de transport, exprimată în lei;
RC(te) - componenta fixă pentru rezervarea capacităţii în punctul de ieşire tarifat, exprimată în lei/1.000 mc/h;
CR(te) - capacitatea rezervată în punctul de ieşire tarifat, exprimată în 1.000 mc/h;
n(he) - numărul de ore din perioada de facturare, pentru care este rezervată capacitatea în punctul de ieşire tarifat.
(2)Operatorul sistemului de transport este obligat să asigure egalitatea de mai jos, fără a avea dreptul de a compensa reciproc cei doi termeni ai sumei:
VTt = VTt(i) + VTt(e)
Pentru prima perioadă de reglementare, contravaloarea serviciilor de transport prestate unui utilizator al sistemului de transport se facturează lunar şi se determină cu următoarea formulă:
VTt = RC(t) x CR(t) x n(h) + V(t) x Q,
unde:
VTt - valoarea totală a facturii, exclusiv T.V.A., reprezentând contravaloarea serviciului de transport, exprimată în lei;
RC(t) - componenta fixă pentru rezervarea capacităţii, exprimată în lei/1.000 mc/h;
CR(t) - capacitatea rezervată, exprimată în 1.000 mc/h;
n(h) - numărul de ore din perioada de facturare, pentru care se rezervă capacitatea;
V(t) - componenta volumetrică pentru utilizarea sistemului de transport, exprimată în lei/1.000 mc;
Q - cantitatea transportată în perioada de facturare, exprimată în 1.000 mc.
(1)Contravaloarea serviciilor de înmagazinare prestate unui utilizator al capacităţii de înmagazinare subterană, pentru un ciclu complet de înmagazinare, se determină cu următoarea formulă:
VTds = RC(ds) x CR(ds) + I(ds) x Q(i) + E(ds) x Q(e),
unde:
VTds - valoarea totală a facturii, exclusiv T.V.A., reprezentând contravaloarea serviciului de înmagazinare, exprimată în lei;
RC(ds) - componenta fixă pentru rezervarea capacităţii în depozitul subteran, exprimată în lei/1.000 mc/ciclul complet de înmagazinare;
CR(tp) - capacitatea rezervată în depozitul subteran, exprimată în 1.000 mc/ciclul complet de înmagazinare;
I(ds) - componenta volumetrică pentru injecţia gazelor naturale în depozitul subteran, exprimată în lei/1.000 mc;
Q(i) - cantitatea de gaze naturale injectată în depozitul subteran, exprimată în 1.000 mc;
E(ds) - componenta volumetrică pentru extracţia gazelor naturale din depozitul subteran, exprimată în lei/1.000 mc;
Q(e) - cantitatea de gaze naturale extrasă din depozitul subteran, exprimată în 1.000 mc.
(2)Facturarea lunară a contravalorii serviciilor de înmagazinare subterană se determină astfel:
RC(ds) x CR(ds)
VTds(l) = ─────────────── x n(luna) + I(ds) x Q(i) + E(ds) x Q(e),
n(ctr)
unde:
VTds(l) - valoarea totală lunară a facturii, exclusiv T.V.A., exprimată în lei;
RC(ds) - componenta fixă pentru rezervarea capacităţii în depozitul subteran, exprimată în lei/1.000 mc/ciclul complet de înmagazinare;
CR(ds) - capacitatea rezervată în depozitul subteran, exprimată în 1.000 mc/ciclul complet de înmagazinare;
n(ctr) - numărul de zile calendaristice dintre intrarea în vigoare a contractului de înmagazinare şi data de finalizare a acestuia;
n(luna) - numărul de zile calendaristice din lună, respectiv numărul de zile rămase din luna în care contractul de înmagazinare subterană intră în vigoare sau numărul de zile din luna în care contractul de înmagazinare subterană expiră;
I(ds) - componenta volumetrică pentru injecţia gazelor naturale în depozitul subteran, exprimată în lei/1.000 mc;
Q(i) - cantitatea de gaze naturale injectată în depozitul subteran, în luna respectivă, exprimată în 1.000 mc.
E(ds) - componenta volumetrică pentru extracţia gazelor naturale din depozitul subteran, exprimată în lei/1.000 mc;
Q(e) - cantitatea de gaze naturale extrasă din depozitul subteran, în luna respectivă, exprimată în 1.000 mc.
(1)În situaţia în care, la finele ciclului de înmagazinare, în depozitul subteran rămân cantităţi de gaze naturale, altele decât perna de gaze a depozitului, proprietarul acestor cantităţi este obligat să achite operatorului depozitului contravaloarea rezervării de capacitate pentru noul ciclu de înmagazinare, corespunzător cantităţilor rămase în depozitul subteran.
(2)Pentru cantităţile de gaze naturale rămase în depozit nu se percepe tarif de injecţie, tariful pentru extracţia gazelor naturale fiind facturat după scoaterea acestora din depozitul subteran.Secţiunea a 3-a Activitatea de distribuţie
Contravaloarea serviciilor de distribuţie, prestate pentru un utilizator al sistemului de distribuţie, se facturează lunar şi se determină cu următoarea formulă:
VTd = Td x Q ,
unde:
VTd - valoarea totală a facturii, exclusiv TVA, reprezentând contravaloarea serviciului de distribuţie, exprimată în lei;
Td - tarif de distribuţie reglementat, exprimat în lei/1000 mc;
Q - cantitatea distribuită, exprimată în 1000 mc.
Art. 140 a fost modificat de pct. 7 al art. I din DECIZIA nr. 429 din 25 mai 2005, publicată în MONITORUL OFICIAL nr. 454 din 27 mai 2005.
Contravaloarea serviciilor de furnizare reglementată prestate unui consumator final se facturează lunar şi se determină cu următoarea formulă:
VTf = Pf x Q ,
unde:
VTf - valoarea totală a facturii, exclusiv TVA, reprezentând contravaloarea serviciului de furnizare reglementată, exprimată în lei;
Pf - preţ final reglementat, exprimat în lei/1000 mc;
Q - cantitatea furnizată, exprimată în 1000 mc.
Art. 141 a fost modificat de pct. 8 al art. I din DECIZIA nr. 429 din 25 mai 2005, publicată în MONITORUL OFICIAL nr. 454 din 27 mai 2005.
Venitul de bază, respectiv venitul reglementat pe parcursul perioadelor de reglementare, se aprobă prin ordin al preşedintelui ANRGN, concomitent cu aprobarea preţurilor şi/sau stabilirea tarifelor reglementate, pentru fiecare operator care desfăşoară activităţi reglementate.
(1)Operatorii licenţiaţi care desfăşoară activităţi reglementate înaintează ANRGN fundamentările privind stabilirea venitului de bază cu cel puţin 180 de zile înaintea începerii perioadei de reglementare.
(2)Fundamentările privind stabilirea venitului de bază vor fi însoţite de:
a)toate datele şi informaţiile necesare pentru susţinerea elementelor de fundamentare;
b)evidenţele contabile reglementate (ECRT), pentru ultimul an de activitate, anterior perioadei de reglementare pentru care se fundamentează venitul de bază, cu excepţia operatorilor nou-licenţiaţi;
c)propunerile privind rata de creştere a eficienţei economice a activităţii reglementate pentru perioada de reglementare şi formula de ajustare a veniturilor reglementate unitare pe baza elementelor generatoare de costuri;
d)propunerile de preţuri şi/sau tarife reglementate.
Pe baza fundamentărilor şi a propunerilor înaintate şi a analizei efectuate împreună cu operatorul, departamentele de specialitate din cadrul ANRGN elaborează un raport cuprinzând propunerile pentru stabilirea:
a)venitului de bază;
b)ratei de creştere a eficienţei economice a activităţii reglementate;
c)formulei de ajustare a veniturilor reglementate unitare pe baza elementelor generatoare de costuri pentru perioada de reglementare;
d)preţurilor şi/sau tarifelor reglementate.
Raportul prevăzut la art. 144 se prezintă în Consiliul consultativ al ANRGN cu cel puţin 60 de zile anterior perioadelor de reglementare.
(1)În termen de 7 zile calendaristice de la primirea raportului, Consiliul consultativ al ANRGN îşi exprimă punctele de vedere privind acceptarea sau contestarea acestuia, împreună cu motivarea punctului de vedere.
(2)În cazul în care membrii Consiliului consultativ al ANRGN nu îşi prezintă punctele de vedere în termenul prevăzut la alin. (1), raportul se consideră acceptat.
În cel mult 10 zile de la împlinirea termenului prevăzut la art. 146 alin. (1), departamentele de specialitate înaintează Comitetului de reglementare următoarele:
1.raportul cuprinzând propunerile pentru stabilirea:
a)venitului de bază;
b)ratei de creştere a eficienţei economice a activităţii reglementate;
c)formulei de ajustare a veniturilor reglementate unitare pe baza elementelor generatoare de costuri pentru perioada de reglementare;
d)preţurilor şi/sau tarifelor reglementate;
2.punctele de vedere exprimate de Consiliul consultativ al ANRGN.
(1)Pe baza aprobării de către Comitetul de reglementare a raportului prevăzut la art. 147 pct. 1, preşedintele ANRGN emite ordinul privind:
a)stabilirea venitului de bază;
b)stabilirea ratei de creştere a eficienţei economice a activităţii reglementate;
c)aprobarea formulei de ajustare a veniturilor reglementate unitare pe baza elementelor generatoare de costuri pentru perioada de reglementare;
d)aprobarea preţurilor şi/sau stabilirea tarifelor reglementate corespunzătoare venitului de bază.
(2)Ordinul preşedintelui ANRGN prevăzut la alin. (1) se publică în Monitorul Oficial al României, Partea I, cu cel puţin 15 zile anterior perioadelor de reglementare şi se comunică operatorului interesat, în termen de 3 zile de la data emiterii.
(1)În situaţia în care Comitetul de reglementare respinge, în tot sau în parte, raportul privind propunerile de stabilire a venitului de bază, a ratei de creştere a eficienţei economice a activităţii reglementate şi a formulei de ajustare a veniturilor reglementate unitare pe baza elementelor generatoare de costuri pentru perioada de reglementare, în termen de cel mult 6 luni este elaborat un nou raport.
(2)Membrii Comitetului de reglementare au obligaţia de a justifica respingerea raportului.
(3)Până la aprobarea noului venit de bază, venitul reglementat şi preţurile şi/sau tarifele reglementate în vigoare rămân nemodificate, eventualele venituri nerealizate din această cauză urmând a fi recunoscute o dată cu aprobarea noului venit de bază.Secţiunea a 2-a Procedura de ajustare a veniturilor reglementate
Ajustarea veniturilor reglementate se realizează de către ANRGN pe baza formulelor din prezentele criterii şi metode şi a parametrilor stabiliţi prin ordinul preşedintelui ANRGN.
(1)Solicitările operatorilor pentru ajustarea venitului reglementat aferent unei activităţi reglementate, motivate prin apariţia unor costuri neprevăzute sau modificarea unor costuri preluate direct, se înaintează ANRGN cu cel puţin 90 de zile anterior începerii anului din perioada de reglementare, pentru care se stabilesc aceste venituri.
(2)Solicitările se înaintează împreună cu justificările detaliate.
(1)În situaţia în care astfel de elemente de costuri apar ulterior intervalului de timp menţionat la art. 151 alin. (1) sau nu sunt solicitate, cheltuielile vor fi actualizate cu rata inflaţiei şi vor fi recunoscute o dată cu următoarea ajustare a venitului reglementat, respectiv la următoarea stabilire a venitului de bază.
(2)Nu pot fi înaintate solicitări pentru ajustarea venitului reglementat, motivate prin apariţia unor costuri neprevăzute sau modificarea unor costuri preluate direct, dacă între momentul înaintării solicitării şi momentul apariţiei sau modificării acestor costuri a trecut o perioadă de peste 3 ani.
Raportul departamentelor de specialitate ANRGN privind propunerile de ajustare a venitului reglementat, precum şi propunerile de preţuri şi/sau tarife reglementate corespunzătoare se înaintează Comitetului de reglementare cu cel puţin 45 de zile anterior începerii anului din perioada de reglementare, pentru care se stabileşte venitul reglementat.
(1)Pe baza aprobării de către Comitetul de reglementare a raportului prevăzut la art. 153, preşedintele ANRGN emite ordinul privind:
a)stabilirea venitului de bază;
b)aprobarea preţurilor şi/sau stabilirea tarifelor reglementate corespunzătoare venitului de bază.
(2)Ordinul preşedintelui ANRGN prevăzut la alin. (1) se publică în Monitorul Oficial al României, Partea I, cu cel puţin 15 zile anterior perioadelor de reglementare şi se comunică operatorului interesat, în termen de 3 zile de la data emiterii.
(1)În situaţia în care Comitetul de reglementare respinge, în tot sau în parte, raportul privind propunerile de ajustare a venitului reglementat, se elaborează un nou raport în termen de cel mult o lună.
(2)Membrii Comitetului de reglementare au obligaţia de a justifica respingerea raportului.
(3)Până la stabilirea noului venit reglementat, venitul reglementat şi preţurile şi/sau tarifele reglementate în vigoare rămân nemodificate, eventualele venituri nerealizate din această cauză urmând a fi recunoscute o dată cu aprobarea noului venit reglementat.
Categoriile de consumatori pentru care se stabilesc diferenţiat preţurile finale reglementate şi tarifele de distribuţie sunt prevăzute în anexa nr. 1 care face parte integrantă din prezentele criterii şi metode.
Termenii utilizaţi sunt prezentaţi în anexa nr. 2 care face parte integrantă din prezentele criterii şi metode.
Activităţile privind racordarea, branşarea şi debranşarea consumatorilor, precum şi construcţia instalaţiilor de racordare la sistemul de transport şi a branşamentelor nu fac obiectul prezentelor criterii şi metode. Reglementarea acestora, inclusiv tarifele privind realizarea acestor lucrări, sunt reglementate prin regulamentele specifice privind accesul la sisteme.
la criterii şi metode
CATEGORIILE
de consumatori pentru care se stabilesc diferenţiat
preţurile finale reglementate şi tarifele de distribuţie
A. Consumatori finali conectaţi direct la sistemul de transport:
A.1. consumatori finali cu un consum anual de până la 124.000 mc;
A.2. consumatori finali cu un consum anual între 124.000 mc şi 1.240.000 mc;
A.3. consumatori finali cu un consum anual între 1.240.000 mc şi 12.400.000 mc;
A.4. consumatori finali cu un consum anual între 12.400.000 mc şi 124.000.000 mc;
A.5. consumatori finali cu un consum anual de peste 124.000.000 mc.
B. Consumatori finali conectaţi în sistemul de distribuţie:
B.1. consumatori finali cu un consum anual de până la 2.400 mc;
B.2. consumatori finali cu un consum anual între 2.400 mc şi 12.400 mc;
B.3. consumatori finali cu un consum anual între 12.400 mc şi 124.000 mc;
B.4. consumatori finali cu un consum anual între 124.000 mc şi 1.240.000 mc;
B.5. consumatori finali cu un consum anual între 1.240.000 mc şi 12.400.000 mc;
B.6. consumatori finali cu un consum anual de peste 12.400.000 mc.
la criterii şi metode
TERMENI UTILIZAŢI
───────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
An al perioadei - o perioadă continuă de 12 luni calendaristice, măsurate
de reglementare pe parcursul perioadei de reglementare.
Primul an al perioadei de reglementare începe în prima zi
a perioadei de reglementare.
───────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Cantitate - cantitatea totală de gaze naturale vehiculate printr-un
distribuită sistem de distribuţie, măsurată la consumatori şi/sau la
sistemele de distribuţie conectate.
───────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Cantitate - cantitatea totală de gaze naturale comercializată către
furnizată consumatorii finali în baza unor contracte de furnizare.
───────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Capacitate de - cantitatea de gaze naturale, măsurată în condiţii standard
transport, de de presiune şi temperatură, ce poate fi injectată,
distribuţie sau respectiv livrată prin punctele de delimitare ale unui
de înmagazinare sistem de transport sau de distribuţie ori care poate fi
stocată într-un sistem de înmagazinare, în condiţii de
siguranţă tehnică şi eficienţă economică, într-un interval
de timp determinat.
───────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Capacitate - capacitatea pe care operatorul sistemului se obligă să o
rezervată aibă în orice moment disponibilă pentru utilizator sau
consumatorul final, într-un punct de delimitare al
sistemului, respectiv într-un depozit subteran, în
conformitate cu prevederile contractului încheiat,
exprimată în:
–1.000 mc/h pentru sistemul de transport;
–un mc/h pentru sistemul de distribuţie;
–1.000 mc/ciclu complet de înmagazinare pentru
depozitul subteran.
───────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Capacitate - capacitatea de transport, de distribuţie sau a depozitului
utilizabilă subteran, pe care operatorul sistemului o poate pune la
dispoziţie utilizatorilor sau consumatorilor finali,
determinată în condiţiile reglementărilor specifice.
───────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Capitalul de lucru - suma necesară unui operator pentru asigurarea
autofinanţării activităţii pentru o perioadă de 30 de zile
calendaristice.
───────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Caracteristici - totalitatea datelor şi elementelor de natură tehnică,
tehnice specifice unui obiectiv din sectorul gazelor naturale.
───────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Ciclu complet de - perioada calendaristică continuă, care acoperă succesiv
înmagazinare ciclul de injecţie şi ciclul de extracţie al gazelor
naturale dintr-un depozit subteran.
───────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Ciclu de injecţie - perioada calendaristică prevăzută pentru injecţia gazelor
naturale într-un depozit subteran.
───────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Ciclu de extracţie - perioada calendaristică prevăzută pentru extracţia gazelor
naturale dintr-un depozit subteran.
───────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Consumator final - persoana fizică sau juridică, română ori străină, care
achiziţionează gazele naturale pentru uzul propriu.
───────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Contract-cadru de - contract-cadru aprobat de ANRGN, care are ca obiect
furnizare a furnizarea gazelor naturale către consumatorul final,
gazelor naturale pentru un anumit loc de consum, cu stipularea obligatorie
a condiţiilor de furnizare şi de utilizare a gazelor
naturale, a preţului reglementat şi a modalităţilor de
plată, precum şi a celorlalte clauze specifice.
───────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Depozit subteran - zăcământ sau parte dintr-un zăcământ etanş depletat,
de înmagazinare acvifer sau salifer, în care se pot stoca temporar gaze
naturale sub presiune, la volume programate, în ciclul de
injecţie şi, respectiv, din care se pot extrage aceste
cantităţi de gaze naturale în ciclul de extracţie.
───────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Furnizor - titularul unei licenţe de furnizare.
───────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Furnizarea - comercializarea gazelor naturale către consumatorul final
reglementată în baza unui contract de furnizare şi la preţ reglementat.
───────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Instalaţie de - instalaţie realizată între punctul de racordare la
racordare la sistemul de transport şi punctul de delimitare;
sistemul de instalaţiile de racordare pot fi:
transport - instalaţie de racordare la intrare în sistemul de
transport: instalaţie realizată între punctul de
delimitare dintre producător/furnizor şi operatorul
sistemului de transport şi punctul de racordare la
sistemul de transport;
–instalaţie de racordare la ieşirea din sistemul de
transport: instalaţie realizată între punctul de
racordare la sistemul de transport şi punctul de
delimitare dintre operatorul sistemului de transport
şi consumator/distribuitor.
───────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Operator - titular al unei licenţe de transport, de înmagazinare,
de distribuţie sau de furnizare, după caz.
───────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Perna de gaze - cantitatea totală de gaze naturale ce trebuie menţinută
într-un depozit subteran, necesară pentru asigurarea
operării acestuia pe întreaga durată de funcţionare
normală a depozitului.
───────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Punct de - loc în care instalaţiile utilizatorului se delimitează ca
delimitare în proprietate de instalaţiile operatorului sistemului
sistemul de de transport:
transport a) pentru punctele de injecţie în sistemul de transport
delimitarea se face:
–în cazul gazelor naturale din producţia internă, la
robinetul de ieşire din staţia/panoul de măsurare al
producătorului;
–în cazul gazelor naturale din depozitele subterane,
la robinetul de ieşire din staţia/panoul de măsurare
al operatorului de înmagazinare;
–în cazul gazelor naturale din import, în locul în
care acestea sunt tratate şi măsurate pentru injecţia
în sistemul de transport;
b)pentru punctele de ieşire din sistemul de transport,
delimitarea se face:
–la robinetul de ieşire din staţia de reglare-
măsurare-predare la consumator/operator de
distribuţie;
–la locul în care gazele naturale sunt tratate şi
măsurate pentru a se exporta;
───────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Punct de Loc în care instalaţiile utilizatorului se delimitează ca
delimitare proprietate de instalaţiile operatorului sistemului
în sistemul de de distribuţie.
distribuţie
───────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Racordarea la - ansamblul activităţilor necesare pentru realizarea
sistemul de instalaţiei de racordare pentru injecţia gazelor naturale
transport în sistemul de transport şi/sau pentru injecţia/extracţia
în/din depozite subterane şi/sau pentru alimentarea unui
consumator/sistem de distribuţie a gazelor naturale din
sistemul de transport.
───────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Sistem de - ansamblul compus din conducte, instalaţii de reglare-
distribuţie măsurare, aparate şi accesorii, situate între staţiile de
predare şi robinetele de branşament ale consumatorilor
racordaţi la reţeaua de presiune joasă, respectiv până la
ieşirea din staţiile/posturile de reglare de la
consumatorul racordat la reţeaua de presiune redusă.
───────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Sistem omogen - un sistem sau grup de sisteme de distribuţie învecinate
de distribuţie şi/sau operate de un singur operator, cu caracteristici
tehnice şi de operare similare.
───────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Sistem de - totalitatea instalaţiilor tehnologice de suprafaţă şi/sau
înmagazinare subterane, precum şi depozitul propriu-zis, prin
intermediul cărora se pot înmagazina ciclic şi, respectiv,
extrage cantităţi de gaze naturale.
───────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Sistem de - ansamblul de conducte magistrale, precum şi toate
transport instalaţiile, echipamentele şi dotările aferente, care
asigură preluarea gazelor naturale extrase din perimetrele
de exploatare sau a celor provenite din import şi
transportul acestora în regim de presiune înaltă în vederea
livrării în sistemele de distribuţie şi/sau la consumatorii
direcţi şi/sau înmagazinării/stocării acestora.
───────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Titular al - persoană juridică română sau străină, autorizată şi
licenţei de licenţiată, având ca specific operarea unui sistem de
înmagazinare înmagazinare subterană şi desfăşurarea de activităţi
comerciale legate de aceasta.
───────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Titular al - persoană juridică română sau străină, autorizată şi
licenţei de licenţiată, având ca specific activitatea de distribuţie
distribuţie a gazelor naturale într-o zonă delimitată.
───────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Titular al - persoană juridică română sau străină, licenţiată să
licenţei de comercializeze gaze naturale.
furnizare
───────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Titular al - persoană juridică română sau străină, autorizată şi
licenţei de licenţiată, având ca specific operarea unui sistem de
transport transport şi desfăşurarea de activităţi comerciale legate
de aceasta.
───────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Zestrea conductei - cantitatea totală de gaze naturale ce trebuie menţinută
într-o conductă, pentru a se asigura presiunea minimă
necesară operării acesteia în condiţii de siguranţă, de
echilibru şi de calitate a serviciilor de transport.
───────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Vârf de consum - o perioadă continuă de 24 de ore dintr-un an, pentru care
este înregistrat cel mai mare consum de gaze naturale.
───────────────────────────────────────────────────────────────────────────────
Forma oficială este cea publicată în Monitorul Oficial.
Citiți o versiune anterioară, valabilă între 20 nov. 2006 și 21 dec. 2007.
Deschide forma actuală